Revue des nouvelles du secteur énergétique (TPE) au 4 novembre 2025 : décisions de l'OPEP+, sanctions contre la Russie, exportation record de GNL des États-Unis, politique climatique de l'UE et développement des énergies renouvelables. Analyse des événements clés du marché énergétique mondial.
Marché pétrolier : décisions de l'OPEP+ et dynamique des prix
Le marché mondial du pétrole affiche un optimisme prudent à la suite des récentes décisions de l'OPEP+. **L'Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés** ont convenu dimanche d'augmenter légèrement la production en décembre (d'environ 137 000 barils par jour), tout en prenant une pause au premier trimestre de 2026. Cette démarche vise à prévenir un éventuel excédent d'offre au début de l'année prochaine. En parallèle, *les prix du pétrole* se stabilisent à des niveaux relativement bas : le **Brent** tourne autour de 64-65 $ le baril, tandis que le **WTI** américain est proche de 60 $. Le marché équilibre l'effet de barils supplémentaires de l'OPEP+ d'une part et la décision de faire une pause dans la production d'autre part, tout en tenant compte des craintes d'excédents de stocks et des données économiques faibles en provenance d'Asie.
- L'OPEP+ augmente la production en décembre : huit membres de l'alliance ont reçu l'autorisation d'augmenter le quota total à environ 33,15 millions de barils/jour, compensant les restrictions précédentes.
- Pause en 2026 : de janvier à mars, l'OPEP+ ne procédera pas à une augmentation de l'offre, ce qui indique une volonté de soutenir les prix et d'éviter un « effondrement » du marché en début d'année.
- Stabilisation des prix : les nouvelles sur la pause ont aidé à prévenir une chute brutale des cotations ; les analystes notent que l'alliance surveille attentivement la situation du marché et est prête à changer rapidement de tactique pour assurer la stabilité des prix.
Plusieurs banques d'investissement ont révisé à la hausse leurs prévisions pour le pétrole : la décision de l'OPEP+ est perçue comme un signe que le cartel cherchera à protéger **le prix du pétrole** contre une chute excessive. Ainsi, certains analystes estiment que le prix moyen du **Brent** se maintiendra autour de 60 $ le baril au premier semestre de 2026. Un avis similaire prévaut également au sein de l'OPEP, le Secrétaire général de l'organisation ayant déclaré qu'il observe « des signes sains de demande » et ne s'attend pas à des surprises sur le marché, les producteurs cherchant à maintenir l'équilibre entre l'offre et la demande.
Pression des sanctions et restructuration des flux d'exportation
Les facteurs géopolitiques continuent d'affecter de manière significative les marchés énergétiques. À la fin d'octobre, les pays occidentaux ont élargi les sanctions contre le secteur pétrolier russe, ce qui entraîne une **restructuration des flux d'exportation de pétrole**. Pour la première fois, les plus grandes compagnies pétrolières de Russie – « Rosneft » et « Lukoil » – sont désormais soumises aux restrictions des États-Unis et du Royaume-Uni, qui représentent collectivement environ 5 % de la production mondiale de pétrole. Les nouvelles sanctions contraignent les contreparties à mettre fin à leur collaboration avec ces entreprises dans un délai de 30 jours, sous peine de mesures secondaires. En réponse, les plus grands importateurs ont commencé à réduire leurs achats de pétrole russe :
- Les raffineries chinoises se détournent des matières premières russes : selon des sources sectorielles, les entreprises publiques **Sinopec** et **PetroChina** ont annulé une partie des chargements de pétrole russe en novembre après l'imposition des sanctions. De plus, plusieurs raffineurs chinois indépendants (« teapots ») dans la province du Shandong ont suspendu leurs achats, craignant de perdre l'accès aux règlements en dollars. En conséquence, les livraisons quotidiennes de pétrole brut provenant de Russie vers la Chine ont chuté d'environ 400 000 barils/jour (soit presque 45 % par rapport au niveau récent) – une réduction record depuis le début du conflit en 2022.
- L'Inde et la Turquie recherchent des alternatives : les raffineries indiennes, qui auparavant achetaient activement du pétrole russe à bas prix, ont réduit leurs importations d'environ la moitié au cours du dernier mois. À la place, les entreprises indiennes ont augmenté leurs achats de matières premières en provenance du Moyen-Orient – d'**Irak**, du **Kazakhstan** et du **Brésil**. Une tendance similaire se dessine également en Turquie : les raffineries turques diversifient leurs sources de pétrole pour ne pas risquer des sanctions et préserver leurs marchés d'exportation.
- Déclin de l'exportation et des prix : l'exportation de produits pétroliers à partir de la Russie a également chuté. Les attaques de drones ukrainiens cet été ont endommagé les infrastructures – raffineries et ports, ce qui a déjà réduit les expéditions maritimes de diesel et de mazout de la Russie. Les sanctions ont maintenant aggravé la situation : selon les traders, l'exportation de produits pétroliers au cours de septembre a chuté à environ 2 millions de barils/jour – un niveau minimal depuis plus de 5 ans. Les prix des variétés de pétrole russe (comme l'ESPO pour la région Asie-Pacifique) sont sous forte pression et se négocient avec une décote encore plus importante, ce qui réduit les recettes en devises de Moscou.
Les responsables russes, cependant, tentent de maintenir un optimisme. Le vice-premier ministre Alexandre Novak a déclaré dans une interview que « malgré la pression des sanctions sans précédent, les livraisons de pétrole vers la République Populaire de Chine restent au niveau de l'année dernière », et l'exportation de gaz russe vers la Chine par le pipeline "Force de la Sibérie" a augmenté de 31 % au cours des 9 premiers mois de 2025. Cependant, les experts notent que le durcissement des sanctions oblige déjà les partenaires asiatiques traditionnels de la Russie à réduire leur coopération. À partir du 1er janvier 2026, un embargo de **l'Union européenne** sur l'importation de produits pétroliers issus du pétrole russe entrera également en vigueur – cette mesure fermera la faille qui permettait au pétrole russe de pénétrer indirectement sur les marchés européens via le raffinage dans des pays tiers. Tout cela signifie que le secteur pétrolier russe devra se réorienter vers des voies de commercialisation plus complexes et coûteuses. Les plus grands concurrents occidentaux, en revanche, en tirent profit : la réduction de l'offre en provenance de Russie soutient les revenus marginaux mondiaux liés au raffinage, et les traders de pétrole profitent de la volatilité des approvisionnements.
Prévisions de la demande : confiance dans la croissance malgré les craintes d'excédent
Malgré les discussions sur un excédent de pétrole en 2026, de nombreux acteurs du marché sont convaincus que **la demande mondiale en ressources énergétiques** restera élevée. Les dirigeants des principales sociétés pétrolières et gazières, rassemblés lors du forum sectoriel ADIPEC à Abou Dhabi, ont contesté les prévisions d'une saturation imminente du marché pétrolier. Le PDG de l'italienne Eni, Claudio Descalzi, a souligné que le secteur mondial du pétrole a sous-investi d'environ la moitié des fonds nécessaires à la production au cours des 10 à 12 dernières années : « La demande augmente, mais nous n'avons pas d'offre ni d'investissements suffisants pour y répondre. » Selon Descalzi, il est prématuré de parler de « saturation » du marché pétrolier en 2026 – au contraire, le manque d'investissements pourrait restreindre l'offre.
L'optimisme est partagé par le français **TotalEnergies**. Son directeur général, Patrick Pouyanné, a noté que la demande mondiale de pétrole continue d'augmenter d'environ 1 % par an. Bien que la croissance de la consommation en Chine ait été divisée par deux par rapport aux niveaux de cinq ans auparavant, **l'Inde** émerge comme un nouveau moteur de la demande pétrolière. Ainsi, le ralentissement de l'économie chinoise est partiellement compensé par le développement actif d'autres marchés asiatiques. Pouyanné a également prévenu que si les prix du pétrole chutent trop bas en raison de craintes d'excédent et que les investissements sont de nouveau réduits, le monde pourrait bientôt faire face à une pénurie et à un nouveau cycle de prix – la cyclicité du secteur n'a pas été abolie.
Le responsable de **BP**, Murray Auchincloss, a de son côté ajouté que la forte augmentation des livraisons de pétrole en dehors de l'OPEP+, observée cette année, pourrait s'arrêter d'ici le printemps 2026. Selon les estimations de BP, l'augmentation de l'offre de producteurs indépendants (principalement d'Amérique du Nord et du Sud) devrait se stabiliser ou diminuer d'ici mars-avril, après quoi la production en dehors de l'OPEP+ sera soit stabilisée, soit en déclin. Dans ce sens, l'équilibre à long terme sur le marché dépendra en grande partie de la politique de l'OPEP+ elle-même et des actions des plus grands consommateurs. Selon Auchincloss, le cartel dispose d'une réserve de capacités limitée, mais cherche à la gérer de manière judicieuse. Il convient de noter que l'OPEP elle-même prévoit un marché pétrolier relativement équilibré en 2026 : une croissance de la demande mondiale est attendue, tandis que l'augmentation de l'offre en dehors de l'alliance sera fortement freinée. Pour contraste, les experts de l'**AIE** (Agence internationale de l'énergie) avaient prévenu il y a un mois d'une éventualité de surplus de pétrole à hauteur de 4 millions de barils/jour l'année prochaine, si tous les projets annoncés atteignaient leur pleine capacité. La réalité, comme toujours, s'avère se situer au milieu, mais les sentiments des dirigeants des sociétés pétrolières montrent une confiance plus forte dans une demande stable que dans un excédent d'offre.
Investissements dans l'énergie : nouveaux défis et infrastructures
Une thématique clé dans le secteur devient le manque d'investissements et les nouveaux besoins en infrastructures énergétiques. **La demande à long terme en énergie**, selon les experts, continuera de croître dans tous les segments, mais le secteur fait face à un retard d'investissements par rapport aux besoins. Lors de ce même forum ADIPEC aux Émirats, le ministre de l'Énergie et des Technologies, Sultan Al Jaber (PDG d'ADNOC), a déclaré que le secteur de l'énergie entre dans une ère où « la volatilité est devenue la nouvelle norme ». La tension géopolitique et l'incertitude économique rendent les fluctuations des prix et de la demande des phénomènes habituels, mais le vecteur général reste orienté vers la hausse : selon Al Jaber, la consommation mondiale de **pétrole** restera supérieure à 100 millions de barils par jour même après 2040, et la demande pour toutes les formes d'énergie continuera d'augmenter avec la croissance de la population et de l'économie.
Pour satisfaire cette demande tout en s'adaptant aux changements technologiques, des investissements colossaux sont nécessaires. Selon Al Jaber, **il faut environ 4 trillions de dollars d'investissements chaque année** dans le secteur énergétique – de l'extraction d'hydrocarbures et du développement des énergies renouvelables à la modernisation des réseaux électriques et à la création d'infrastructures pour le stockage des données. De nouvelles tendances, telles que la forte croissance des technologies numériques, accentuent encore la pression sur le système énergétique : les centres de données, l'intelligence artificielle, l'électronification omniprésente – tout cela exige de plus en plus d'électricité. Par exemple, la rapide augmentation du nombre de centres de données et des capacités informatiques entraîne un pic de consommation d'électricité, créant une demande additionnelle pour *le gaz et le charbon* pour la génération, si les capacités des énergies renouvelables sont insuffisantes.
Cependant, le développement des infrastructures ne suit pas encore ce rythme de croissance. Al Jaber a cité un exemple préoccupant : le monde fait face à une pénurie de turbines à gaz pour les centrales électriques, ce qui crée un « goulet d'étranglement » dans la génération dans certaines régions. Cela a déjà conduit à des pics de prix de l'électricité, car les producteurs ne parviennent pas à augmenter leur capacité en réponse à la demande. Les pays et les entreprises doivent chercher à équilibrer la discipline financière et les investissements en capital – car un manque d'investissements aujourd'hui aura des conséquences en termes de pénuries d'énergie demain. Les experts appellent les gouvernements à créer un environnement propice à l'afflux de capital dans le secteur énergétique pour réduire les risques pour les investisseurs. Il s'agit de liquider le « capital dormant », actuellement lié à des actifs traditionnels, et de le réorienter vers de nouveaux projets : modernisation des réseaux électriques, construction de capacités de production flexibles, développement de systèmes de stockage d'énergie. Ce n'est qu'ainsi, selon les spécialistes, que l'on pourra maintenir l'équilibre entre une demande croissante et des offres d'énergie futures.
Marché du gaz et GNL : exportation record et perspectives hivernales
Sur le marché mondial du gaz naturel, des évolutions notables se dessinent : **les États-Unis** ont établi un nouveau record d'exportation de gaz naturel liquéfié (GNL). Selon la société d'analyse LSEG, en octobre, les États-Unis ont exporté pour la première fois plus de 10 millions de tonnes de GNL en un mois (environ 10,1 millions de tonnes, contre 9,1 millions de tonnes en septembre). Le secteur du GNL américain augmente rapidement ses ventes grâce à l'entrée en service de nouvelles capacités : la principale contribution à la poussée d'octobre provient du lancement d'un nouveau terminal d'exportation **Venture Global Plaquemines** en Louisiane et de l'expansion des capacités de la société **Cheniere Energy** (projet Corpus Christi Stage 3). Ces deux opérateurs ont représenté environ 72 % de l'ensemble des exportations américaines en octobre, livrant près de 7,2 millions de tonnes de GNL sur le marché mondial.
Le principal débouché reste **l'Europe** – celle-ci a reçu 6,9 millions de tonnes de GNL américain en octobre, soit 69 % du volume total. Les consommateurs européens achètent activement du gaz sur le marché au comptant, remplissant les réserves pour la période hivernale. Les stocks de gaz dans les installations de stockage des pays de l'UE approchent déjà des niveaux record, ce qui devrait aider l'Europe à traverser le prochain hiver relativement sereinement. La part de l'Asie dans les exportations américaines a également augmenté (environ 1,96 million de tonnes de GNL ont été envoyées en octobre vers les pays asiatiques, contre 1,63 million de tonnes le mois précédent), mais le *facteur prix* maintient le flux principal de gaz dirigé vers l'Europe. Les prix moyens du gaz sur les hubs clés se sont quasiment égalés : en octobre, le prix au comptant du **TTF** européen s'élevait à environ 10,9 $ par million d'unités thermiques britanniques, tandis que l'indice asiatique **JKM** était d'environ 11,1 $. Une telle petite différence de prime n'incite pas les fournisseurs à expédier du GNL vers les marchés asiatiques plus éloignés lorsque la demande en Europe est proche. De plus, en Amérique Latine (un autre marché d'exportation), la demande a saisonnièrement diminué – en octobre, seulement ~0,6 million de tonnes de GNL américain ont été expédiées dans ce sens, les pays d'Amérique du Sud entrant dans la saison estivale et réduisant leurs importations.
Ainsi, **l'Union européenne** a renforcé son statut de principal client des États-Unis pour le gaz liquéfié, surtout après que les livraisons de gaz en provenance de Russie aient pratiquement cessé. L'orientation vers la diversification des sources d'approvisionnement en énergie se poursuivra dans l'UE : en plus des États-Unis, le rôle du Qatar, de l'Afrique et d'autres exportateurs grandit. L'Europe aborde l'hiver avec des réserves élevées et une infrastructure élargie pour recevoir du GNL (de nouveaux terminaux flottants ont été mis en service en Allemagne et dans d'autres pays ces dernières années). Cependant, les spécialistes avertissent que la *situation sur le marché du gaz* reste vulnérable face à de possibles vagues de froid ou nouveaux aléas. En cas d'hiver rigoureux, les prix pourraient augmenter, mais dans des conditions clémentes, l'Europe espère passer la saison sans turbulence, compte tenu des réserves record et de l'afflux régulier de GNL.
Exigences climatiques de l'UE et réaction des fournisseurs
L'interaction entre l'agenda climatique mondial et les intérêts des entreprises énergétiques devient de plus en plus aiguë. **L'Union européenne** promeut de nouvelles normes législatives en matière de développement durable, qui suscitent des critiques de la part des principaux fournisseurs d'énergie. Il s'agit de la Directive de l'UE sur la durabilité des entreprises (Corporate Sustainability Due Diligence), qui stipule que toutes les grandes entreprises opérant en Europe doivent soumettre un plan pour atteindre les objectifs de l'Accord de Paris (maintien du réchauffement en dessous de 1,5 °C) et prendre en compte les risques environnementaux et des droits humains dans l'ensemble de leur chaîne d'approvisionnement. Le non-respect de ces exigences expose à des amendes allant jusqu'à 5 % du chiffre d'affaires mondial de l'entreprise.
Lors du forum sectoriel à Abou Dhabi, les dirigeants de deux fournisseurs de gaz clés pour l'Europe – **ExxonMobil** et **QatarEnergy** – ont averti qu'en cas d'adoption de la directive dans sa forme stricte, ils pourraient revoir leurs activités en Europe jusqu'à quitter complètement le marché. Le Responsable d'ExxonMobil, Darren Woods, a déclaré que les nouvelles règles dans leur formulation actuelle pourraient avoir des « conséquences catastrophiques » pour les affaires : selon lui, exiger d'aligner les activités sur les objectifs de *Net Zero* à l'échelle mondiale dans les délais imposés est techniquement irréalisable. Ce qui inquiète particulièrement le dirigeant, c'est le fait que la réglementation européenne pourrait s'appliquer aux opérations de l'entreprise **en dehors de l'Europe**, si Exxon y mène ses activités. « Si nous sommes placés dans des conditions de travail impossibles, nous devrons partir », a résumé Woods, soulignant que l'industrie pétrolière et gazière est, par définition, mondiale, et que les décisions de l'UE ne devraient pas paralyser le fonctionnement des entreprises à l'échelle mondiale.
Une position similaire a été exprimée par le ministre de l'Énergie du Qatar, Saad al-Kaabi (également PDG de QatarEnergy). Il a réaffirmé que la menace d'arrêter les livraisons de GNL qatari en Europe n'est « pas un bluff ». Selon al-Kaabi, l'introduction d'exigences trop strictes pour réduire l'empreinte carbone rend impossible la poursuite des affaires dans l'Union européenne : « Nous ne pourrons pas atteindre zéro émission nette dans les livraisons – c'est l'une des conditions irréalisables, sans parler des autres. » Le ministre qatari a souligné que **l'Europe a besoin de gaz** – tant du Qatar, que des États-Unis et d'autres pays, et qu'il est donc crucial que l'UE prenne « très au sérieux » les préoccupations des fournisseurs. Al-Kaabi a précisé que le Qatar a été un partenaire fiable de l'Europe pendant des années et est prêt à le rester, mais uniquement dans le cadre d'une concurrence équitable et d'une réglementation raisonnable. Il est intéressant de noter que les gouvernements du Qatar et des États-Unis ont déjà sollicité les dirigeants de l'UE pour qu'ils reconsidèrent les dispositions de cette directive, affirmant qu'elle menace la stabilité de l'approvisionnement énergétique en Europe. Bruxelles, en réponse, a signalé sa volonté de dialoguer : il est prévu de réviser le texte de la loi d'ici la fin de l'année pour adoucir les points les plus controversés.
Les fournisseurs et les responsables s'accordent à dire que la **transition énergétique** doit être réaliste. Atteindre les objectifs climatiques est très important, mais exiger des géants pétroliers et gaziers une transformation instantanée de tous leurs processus d'affaires risque de provoquer des interruptions d'approvisionnement. Les consommateurs européens dépendent en grande partie des livraisons des mêmes ExxonMobil et QatarEnergy. Actuellement, les producteurs américains représentent environ la moitié des importations de GNL dans l'UE, tandis que le Qatar en fournit encore 12 à 15 %. Après le retrait de la Russie du marché, l'importance de ces pays a encore augmenté. Ainsi, l'UE devrait trouver un équilibre entre une politique climatique stricte et la garantie de la sécurité énergétique : il est probable que les règles seront assouplies afin que les partenaires clés ne quittent pas le marché européen.
Intégration des énergies renouvelables : l'expérience chinoise et les limitations infrastructurelles
Les **énergies renouvelables** jouent un rôle de plus en plus important dans l'équilibre énergétique mondial, mais leur déploiement à grande échelle rencontre des limitations infrastructurelles. L'**expérience de la Chine** est indicative, le pays ayant des avancées significatives dans l'introduction de nouvelles capacités de production d'énergie solaire et éolienne. Cependant, un récent rapport du cabinet de conseil Wood Mackenzie avertit : au cours de la prochaine décennie, la Chine pourrait faire face à une augmentation de ce qu'on appelle la limitation de production (curtailment) sur ses sites d'énergies renouvelables, ce qui présente des risques pour la rentabilité des projets. Pour maintenir la stabilité du réseau, les opérateurs doivent souvent déconnecter une partie de la production des centrales solaires et éoliennes en période de surplus de génération ou de faible demande. En conséquence, les analystes prévoient que le niveau moyen d'interruption **de l'énergie solaire** pourrait dépasser les 5 % dans 21 provinces de la Chine au cours des 10 prochaines années (pour comparaison : en 2025, cette situation a été observée uniquement dans 10 provinces). La situation concernant l'énergie éolienne est légèrement meilleure, mais toujours complexe : plus de 5 % de pertes dans la production éolienne sont attendues dans sept provinces (contre 14 régions où ceci a été observé cette année).
De tels niveaux élevés de curtailment signifient qu'une partie de l'énergie « verte » produite est gaspillée en raison des capacités limitées de l'infrastructure électrique. Cela rebute les investisseurs : les régions avec des interruptions fréquentes de la production d'énergies renouvelables attirent moins de nouveaux projets, surtout compte tenu du passage de la Chine à un nouveau système tarifaire (modèle d'enchères au lieu de tarifs fixes pour l'électricité renouvelable). Conscients du problème, **Pékin** a ajusté la réglementation : le niveau acceptable de non-utilisation de l'énergie d'origine renouvelable a été porté de 5 % à 10 %, reconnaissant la complexité de l'intégration complète des capacités croissantes. Mais même 10 % représentent une part significative, et les autorités ont l'intention de se concentrer sur cette problématique dans le prochain plan quinquennal (2026-2030). Lors d'une récente conférence de presse, les représentants de la Commission nationale de l'énergie de Chine ont souligné que la priorité serait donnée à la maximisation de l'inclusion de la *production renouvelable* dans le réseau. Parmi les mesures : encourager les contrats directs entre les producteurs d'énergies renouvelables et les grands consommateurs (PPA d'entreprise), construire des lignes de transport supplémentaires pour acheminer l'énergie des régions riches en énergies renouvelables vers les centres de consommation, et développer le concept de « centrales électriques virtuelles ». L'objectif est d'intégrer les sources d'énergie distribuées et les stockages dans un système de gestion unique pour que le réseau puisse réagir plus rapidement aux fluctuations de la génération.
L'expérience chinoise met en lumière un enjeu mondial : parallèlement à la construction de parcs solaires et d'éoliennes, il est impératif de moderniser **les réseaux électriques** et d'introduire des systèmes de stockage d'énergie. Sans cela, la part des énergies renouvelables croîtra, mais progressivement, et la dépendance à l'égard des sources traditionnelles (gaz, charbon) persistera plus longtemps. Actuellement, malgré des taux d'installation de capacités renouvelables records, la plus grande économie du monde est toujours contrainte de maintenir une réserve significative de génération traditionnelle pour couvrir les pics de demande, lorsque le soleil ou le vent sont insuffisants ou lorsque leur excédent ne peut pas être consommé. Les analystes notent que la demande mondiale en **charbon** et **gaz** reste élevée précisément en raison de ces limitations : tant que l'infrastructure ne permettra pas de remplacer complètement les combustibles fossiles, les anciennes sources d'énergie joueront le rôle de garant. Cependant, selon les prévisions de l'AIE, la demande mondiale de charbon approche de son pic et devrait se stabiliser dans les années à venir, puis diminuer. De nombreux pays – de la Chine aux puissances européennes – visent à réduire progressivement leur utilisation du charbon pour des raisons environnementales. Mais la transition sera douce : à court terme, la production charbonnière continue de couvrir les besoins essentiels dans de nombreuses régions.
Ainsi, le secteur énergétique mondial est confronté à un double défi : il doit à la fois accélérer **la transition énergétique** et éviter d'éventuelles pénuries d'énergie. Les investissements dans les réseaux, les systèmes de stockage et les technologies de gestion modernes doivent progresser de pair avec l'augmentation de la part des énergies renouvelables. Les exemples de l'Europe et de la Chine montrent que sans une approche globale, il est difficile d'atteindre un développement durable dans le secteur. Néanmoins, il est clair d'après tous les segments – de l'énergie pétrolière et gazière à l'électricité et aux énergies renouvelables – que la demande en énergie continuera de croître globalement. Cela signifie que les entreprises et les États doivent trouver de nouveaux points d'équilibre entre les objectifs écologiques et les besoins réels de l'économie, tout en continuant à investir dans la fiabilité et la diversification du système énergétique.
