Principales nouvelles du secteur énergétique du 19 septembre 2025 : perspectives de nouvelles sanctions, dynamique des prix du pétrole et du gaz, stratégies énergétiques de la Chine et de l'Inde, poursuite des mesures de stabilisation du marché des combustibles en Russie, records en énergie renouvelable (ENR), forte demande de charbon.
Les événements actuels dans le secteur énergétique au 19 septembre 2025 reflètent à la fois la stabilisation des marchés des matières premières et la pression géopolitique persistante. Les pays occidentaux préparent de nouvelles restrictions contre le secteur énergétique russe, maintenant une ligne de sanctions sans relâche apparent. Cependant, le marché mondial du pétrole reste relativement calme : l'offre excédentaire et la demande modérée maintiennent les prix du Brent autour de 60 $ à 66 $ le baril. Le marché européen du gaz aborde l'automne en toute préparation – les réserves souterraines de gaz (RSG) sont pratiquement pleines, garantissant un haut niveau de sécurité énergétique et maintenant les prix à un niveau bas. Pendant ce temps, les plus grandes économies asiatiques – la Chine et l'Inde – continuent d'augmenter activement leurs achats de pétrole, de gaz et de charbon, défendant leurs stratégies de sécurité énergétique malgré la pression externe. La transition globale vers une énergie propre prend de l'ampleur : de nouveaux records de génération à partir de sources renouvelables sont enregistrés, bien que la résilience des systèmes énergétiques nécessite encore un soutien basé sur des ressources traditionnelles. En Russie, après une récente augmentation marquée des prix des combustibles, les autorités prolongent et renforcent les mesures de stabilisation du marché intérieur – allant de l'ajustement du mécanisme de compensation à des restrictions à l'exportation. Ci-dessous se trouve un aperçu détaillé des principales nouvelles et tendances des secteurs pétrolier, gazier, énergétique et des matières premières à la date actuelle.
Marché pétrolier : hausse limitée des prix face à une offre excédentaire
Les prix mondiaux du pétrole montrent une dynamique modérée à la fin de la semaine. Le mélange de référence Brent se maintient autour de 66 à 68 $ le baril, le WTI américain oscillant entre 62 et 64 $, ce qui est environ 10 % inférieur aux niveaux d'un an auparavant. Le marché s'est progressivement éloigné des sommets de la crise énergétique 2022-2023 et est influencé par plusieurs facteurs fondamentaux :
- Activité de l'OPEP+. L'alliance pétrolière continue d'augmenter sa production, levant progressivement les restrictions précédemment en vigueur. À partir d'octobre, les pays de l'OPEP+ sont autorisés à accroître leur production de 137 000 barils par jour (après une augmentation de 548 000 barils/jour le mois précédent). Malgré des prix relativement bas, les principaux exportateurs cherchent à récupérer les parts de marché perdues. En cumulant depuis avril, les quotas de production ont augmenté d'environ 2,5 millions de barils par jour, intensifiant la saturation du marché. Lors de la réunion du groupe technique de l'OPEP+ du 18 au 19 septembre à Vienne, les délégués ont discuté de la méthodologie pour évaluer les capacités maximales de production – cette étape pourrait anticiper un futur ajustement des quotas. La prochaine réunion formelle des ministres de l'alliance est prévue pour le 5 octobre, où il sera décidé de maintenir ou non les rythmes actuels d'augmentation de la production.
- Demande faible. La consommation mondiale de pétrole croît beaucoup plus lentement que par le passé. Selon les prévisions de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), l'augmentation de la demande en 2025 sera de moins d'un million de barils par jour (contre plus de 2,5 millions en 2023). L'OPEP s'attend également à une modeste augmentation de la consommation d'environ 1,2 à 1,3 million de barils par jour. Les raisons en sont le ralentissement de l'économie mondiale (en particulier la baisse de la croissance industrielle en Chine) et l'effet des prix élevés des années précédentes qui ont encouragé la conservation de l'énergie. De plus, la demande est freinée par une inflation élevée et une politique monétaire stricte dans plusieurs pays.
- Augmentation des stocks hors OPEP. Les stocks commerciaux de pétrole aux États-Unis ont soudainement augmenté en septembre, signalant la formation d'un excédent sur le marché. Les sociétés pétrolières américaines maintiennent une production proche des niveaux record (~13 millions de barils/jour), et les autorités américaines ne sont pas pressées de reconstituer activement les réserves stratégiques pour ne pas provoquer une demande supplémentaire. De plus, d'autres producteurs hors OPEP, de l'Amérique du Sud et du Canada aux pays africains, augmentent également leur production. L'Arabie saoudite, ayant terminé la période estivale de forte consommation intérieure, a considérablement augmenté ses exportations de pétrole brut pour retrouver sa part de marché. Parallèlement, la réduction des exportations de produits pétroliers russes a libéré des volumes supplémentaires de pétrole brut pour le marché mondial.
- Géopolitique et finances. La confrontation sanctionnaire entre la Russie et l'Occident continue de créer de la nervosité sur le marché : une certaine "prime de risque" demeure dans les prix, prenant en compte les secousses potentielles dans les livraisons. En même temps, des contacts diplomatiques ponctuels et des négociations entre les grandes puissances (par exemple, la rencontre des dirigeants russes et américains cet été en Alaska) maintiennent l'espoir d'une désescalade progressive des tensions, ce qui limite la hausse des prix. Sur les marchés financiers, la politique des banques centrales a été un facteur clé : la Réserve fédérale américaine a réduit pour la première fois cette année son taux d'intérêt directeur (de 0,25 point en septembre), indiquant une approche plus douce en raison du ralentissement économique. Cela a conduit à un léger affaiblissement du dollar et a temporairement soutenu les matières premières, y compris le pétrole. Cependant, les inquiétudes concernant la croissance mondiale et l'excès d'offre l'emportent, empêchant les cotations pétrolières d'augmenter significativement.
En somme, ces facteurs maintiennent le marché pétrolier dans un état proche de l'excédent. Les prix fluctuent dans une plage étroite sans signes de rallye marqué, mais aussi sans menace de chute. Beaucoup d'analystes estiment qu'en maintenant les tendances actuelles, le pétrole restera relativement bon marché : le prix moyen du Brent en 2026 pourrait descendre vers 55 $ le baril. Cependant, les acteurs du marché prennent également en compte les risques de chocs imprévus – par exemple, l'escalade des conflits au Moyen-Orient ou des catastrophes naturelles pouvant temporairement perturber la production. Dans le cadre de l'équilibre actuel de l'offre excédentaire, la stratégie des entreprises et des investisseurs est marquée par la retenue et la prudence.
Marché du gaz : réservoirs pleins en Europe et stabilité des prix
Sur le marché du gaz, l'attention se concentre principalement sur l'Europe, qui se prépare avec confiance à la saison hivernale. Les pays de l'UE ont rapidement rempli leurs réserves de gaz naturel cet été, atteignant à la mi-septembre plus de 92 % de la capacité totale des RSG – bien au-dessus de l'objectif fixé pour début novembre. Ces réserves de gaz presque complètes offrent à l'infrastructure énergétique européenne un solide réservoir de sécurité avant la saison de chauffage. En conséquence, les prix des marchés de gaz restent relativement bas : les cotations des contrats à terme sur le hub néerlandais TTF se situent autour de 30 € par MWh (environ 380 $ pour 1000 m³) – de plusieurs fois inférieures aux valeurs de pic de l'hiver dernier. Ce plateau de prix témoigne de l'équilibre entre l'offre et la demande sur le marché européen.
Un rôle stabilisateur supplémentaire est joué par le flux record de gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance de diverses régions du monde. Après les turbulences de 2022-2023, les importateurs européens ont diversifié leurs sources d'approvisionnement en GNL : d'importants volumes proviennent des États-Unis, du Qatar, des pays d'Afrique, et continuent d'arriver de Russie par l'intermédiaire de traders. L'été 2025, l'Europe a profité des prix de spot relativement bas et du déclin de la concurrence asiatique pour accroître ses achats de GNL – durant la saison de faible demande asiatique, les terminaux européens ont fonctionné à pleine capacité. Ces mesures ont permis d'accumuler des volumes de gaz supplémentaires et de se préparer à l'hiver sans signes de pénurie. Au début de la saison de chauffage, le marché européen du gaz apparaît stable, et le niveau actuel des prix est confortable pour les consommateurs et l'industrie de l'UE.
En revanche, des experts mettent en garde contre le fait que la situation favorable pourrait changer en cas d'hiver exceptionnellement froid ou de réduction imprévue des livraisons de GNL. L'Europe demeure dépendante des importations de combustibles : la production nationale de gaz naturel dans l'UE diminue régulièrement, et les livraisons traditionnelles par pipeline en provenance de Russie sont minimisées en raison des sanctions et de la géopolitique. Néanmoins, les réserves accumulées, la diversification des sources de GNL et les mesures de conservation de l'énergie laissent entrevoir qu'il sera possible d'éviter une pénurie aiguë même dans des scénarios défavorables. Les régulateurs de l'UE travaillent également sur de nouvelles initiatives – allant de la prolongation du mécanisme d'achats communs de gaz à l'accélération du développement des énergies renouvelables – afin de renforcer la sécurité énergétique et de réduire la volatilité des prix à l'avenir.
Politique internationale : pression sanctionnaire sans désescalade
La situation géopolitique entourant le secteur énergétique reste tendue. Après des signaux en été concernant la volonté de dialogue, aucun progrès significatif n'a été réalisé. Au contraire, en septembre, les alliés occidentaux ont confirmé leur engagement à une ligne dure envers Moscou. Les États-Unis envisagent de nouvelles restrictions contre le secteur énergétique russe – y compris contre les exportateurs de pétrole et de GNL, ainsi que contre les entreprises d'autres pays qui aident à contourner les sanctions. L'Union européenne, ayant reporté la présentation de son 19ème paquet de sanctions (initialement prévue le 17 septembre), prévoit de peaufiner les mesures conjointement avec ses partenaires du G7. Selon les médias, la Commission européenne pourrait présenter un nouveau paquet dès le 22 septembre ou début octobre. Il est attendu qu'il touche de grandes entreprises pétrolières et gazières russes ainsi que des banques, et qu'il vise pour la première fois des pays tiers : des raffineries de pétrole en Inde et en Chine, qui continuent de raffiner le pétrole russe en contournant les restrictions imposées, pourraient être sanctionnées. De plus, l'UE discute d'un renforcement des règles de visa pour les ressortissants russes et d'autres mesures de pression économique.
Moscou, de son côté, s'efforce de s'adapter aux réalités des sanctions. L'exportation de ressources énergétiques russes se réoriente activement de l'Europe vers l'Asie et le Moyen-Orient. Les volumes de livraisons de pétrole augmentent principalement vers l'Inde, la Chine, la Turquie, ainsi qu'un certain nombre de pays africains – souvent à des conditions de remise par rapport aux prix mondiaux pour maintenir les clients. Selon les déclarations des autorités russes, malgré les sanctions, les revenus du budget fédéral provenant des exportations de pétrole et de gaz demeurent à un niveau acceptable grâce à des prix de matières premières relativement élevés et à un taux de change faible du rouble. Cependant, la pression des sanctions a un impact significatif sur le développement technologique dans le secteur : l'accès à l'équipement moderne pour le développement de gisements difficiles d'accès est limité, et les investisseurs étrangers réduisent leur participation à de nouveaux projets. Cela crée des risques à long terme pour le complexe pétrolier et gazier russe.
Les menaces directes à l'infrastructure exacerbent également la situation. Ces dernières semaines, les attaques de drones sur les installations du secteur énergétique russe se sont multipliées. Ainsi, dans la nuit du 18 septembre, une attaque de drones a eu lieu contre une grande raffinerie de produits pétroliers dans la région de Bachkirie, provoquant un incendie ; quelques jours plus tôt, des raffineries ont été attaquées dans les régions de Léningrad et de Saratov. Bien que la défense aérienne russe intercepte la plupart des drones, le simple fait que de tels incidents se produisent ajoute de l'incertitude sur les marchés et contraint les autorités à accorder la priorité à la sécurité de l'approvisionnement énergétique. Dans l'ensemble, le conflit sanctionnaire et les risques militaires demeurent des facteurs clés d'incertitude pour le secteur énergétique mondial. Les marchés intègrent dans leurs cotations la durée potentielle du conflit, et les entreprises énergétiques prennent ces risques en considération dans leur planification. Même de petits signaux d'un réchauffement des relations – comme une pause dans l'escalade des sanctions ou des accords locaux – peuvent améliorer temporairement l'ambiance, mais jusqu'à présent, de tels mouvements sont restés limités.
Asie : l'Inde et la Chine renforcent leur sécurité énergétique
Les géants asiatiques – l'Inde et la Chine – continuent de jouer un rôle clé sur les marchés mondiaux des ressources énergétiques, compensant la diminution de la demande occidentale. Ces pays augmentent à la fois leurs importations et développent leur propre production, cherchant à satisfaire les besoins croissants de leur économie et à se protéger contre les troubles externes. Leur politique allie pragmatisme dans le choix des fournisseurs et investissements actifs dans le secteur énergétique, ce qui influence de manière significative les flux énergétiques mondiaux.
- Inde. Malgré la pression de l'Occident, New Delhi fait clairement comprendre qu'une réduction brutale de ses importations de combustibles russes est inacceptable. La Russie demeure l'un des principaux fournisseurs de pétrole en Inde, couvrant une part importante des besoins du marché indien. Selon des opérateurs, les raffineries indiennes continuent d'acheter du pétrole russe Urals avec un rabais d'environ 4 à 5 $ par rapport au Brent, ce qui permet de maîtriser les coûts des matières premières. Par conséquent, l'Inde non seulement maintient un haut niveau d'achats de pétrole russe, mais augmente également ses importations de produits pétroliers en provenance de Russie (y compris du diesel) afin de répondre à la demande intérieure. Parallèlement, le gouvernement accélère les programmes visant à réduire la dépendance à l'importation à long terme : des initiatives visant à accroître la propre production de pétrole et de gaz sont mises en œuvre. En août, le Premier ministre Narendra Modi a annoncé le lancement d'un vaste programme d'exploration des réserves en mer profonde – la société d'État ONGC a déjà commencé à forer des puits en eau profonde dans la mer des Andaman dans l'espoir de découvrir de nouveaux gisements. Ces actions rapprochent l'Inde de l'objectif d'augmenter son autosuffisance énergétique, bien que dans les années à venir, le pays continue d'être environ à 80 % dépendant des importations de pétrole et à 40 % des besoins en gaz importés.
- Chine. La deuxième économie mondiale accroît ses achats de ressources énergétiques tout en investissant dans l'augmentation de sa production intérieure. Pékin ne s'est pas joint aux sanctions contre Moscou et profite de la situation pour acquérir du pétrole et du gaz russes à des conditions avantageuses. Selon des données officielles, en 2024, la Chine a importé plus de 212 millions de tonnes de pétrole et environ 246 milliards de mètres cubes de gaz naturel, dépassant les chiffres de l'année précédente. En 2025, la croissance des importations se poursuit, bien que les rythmes aient ralenti en raison de la base élevée. Parallèlement, les entreprises chinoises du secteur pétrolier et gazier établissent leurs propres records de production : au cours des 8 premiers mois de 2025, la Chine a extrait environ 145 millions de tonnes de pétrole (+1,5 % en glissement annuel) et 175 milliards de mètres cubes de gaz (+5 % en glissement annuel). La production intérieure couvre une partie de la demande croissante, mais pas entièrement : les experts notent que dans les années à venir, la Chine continuera d'importer environ 70 % de son pétrole consommé et 40 % de son gaz. Pour renforcer sa sécurité énergétique à long terme, Pékin élargit sa coopération avec Moscou. Les achats de gaz par pipeline par « La force de la Sibérie » ont déjà été augmentés, et les paramètres clés du futur gazoduc « La force de la Sibérie – 2 » ont été convenus, ce qui augmentera considérablement les exportations de gaz russe vers la Chine. Il est remarquable que la Chine soit prête à ignorer les restrictions externes pour son propre avantage : ces derniers mois, des entreprises chinoises ont acquis plusieurs lots de gaz liquéfié en provenance du nouveau projet « Arctic LNG-2 », malgré les sanctions américaines contre ce projet. De plus, un terminal distinct a été affecté au port de Beihai pour recevoir ce type de carburant, utilisé exclusivement pour le GNL russe – cela permet à la Chine de minimiser formellement les risques liés aux sanctions. Ainsi, tant l'Inde que la Chine font preuve de détermination à assurer leur approvisionnement en ressources énergétiques, en fonction de leurs intérêts nationaux, même si cela va à l'encontre de la pression externe. Leur activité reste un facteur déterminant de la croissance mondiale de la demande de combustibles fossiles et de la reconfiguration des flux commerciaux de pétrole, de gaz et de charbon.
Transition énergétique : records en énergie « verte » et importance des ressources traditionnelles
La transition globale vers une énergie propre en 2025 entre dans une nouvelle phase. Dans différentes régions du monde, des performances record en matière d'installation de capacités et de production d'électricité à partir de sources renouvelables – principalement le solaire et l'éolien – sont établies. À la fin de 2024, la génération totale d'électricité par des centrales solaires et éoliennes dans l'Union européenne a pour la première fois dépassé celle des centrales à charbon et à gaz. Cette tendance se maintient également en 2025 : grâce à l'installation active de nouveaux panneaux solaires et parcs éoliens, la part de l'électricité « verte » dans l'UE continue d'augmenter, dépassant dans certains mois 50 % de la consommation. Aux États-Unis, les énergies renouvelables ont également atteint un maximum historique – plus de 30 % de la production d'électricité provient des ENR, et le volume total de production d'électricité éolienne et solaire a déjà dépassé celui des centrales à charbon.
Les investisseurs et les entreprises énergétiques allouent de plus en plus de ressources au développement de l'énergie à faible teneur en carbone. Selon l'AIE, les investissements totaux dans le secteur énergétique mondial en 2025 dépasseront 3 trillions de dollars, dont plus de la moitié sera consacrée à des projets ENR, à la modernisation des infrastructures de réseau électrique et aux systèmes de stockage d'énergie. Traditionnellement, les pays producteurs de pétrole et de gaz du Moyen-Orient commencent également à miser sur des projets solaires et éoliens, se préparant à une diminution de la demande mondiale pour les combustibles fossiles. Parallèlement, les plus grandes corporations pétrolières et gazières diversifient leurs activités : des divisions pour la production d'hydrogène et de biocarburants sont créées, et des projets de capture et de stockage du carbone (CSC) sont lancés – tout cela en réponse à la demande croissante de la société et des investisseurs pour la décarbonisation de l'économie.
Cependant, la croissance rapide de la part des ENR pose de nouveaux défis aux systèmes énergétiques. À mesure que le secteur solaire et éolien s'accroît, la variabilité de la production augmente : lors des jours sans vent et pendant la nuit, des capacités de réserve sont nécessaires. De nombreux pays doivent encore recourir à des sources traditionnelles – centrales à gaz, à charbon et nucléaires – pour équilibrer la charge et assurer un approvisionnement continu pendant les heures de pointe. D'importants projets sont en cours pour créer des systèmes de stockage d'énergie (fermes de batteries industrielles, centrales hydroélectriques de stockage par pompage) et mettre en œuvre des réseaux « intelligents » améliorant la flexibilité de l'approvisionnement énergétique. Les experts prévoient qu'à partir de 2026-2027, la génération totale provenant de sources renouvelables pourrait devenir la principale dans le monde, dépassant enfin celle du charbon en volume de production. Cependant, pour les prochaines années, les ressources traditionnelles – gaz naturel, charbon, ainsi que l'énergie nucléaire – continueront de jouer un rôle crucial en tant qu'assurance de la stabilité des systèmes énergétiques. Ainsi, l'étape actuelle de la transition énergétique consiste à trouver un équilibre optimal, où l'énergie « verte » bat des records de croissance, mais où les sources d'hydrocarbures classiques restent indispensables pour couvrir de manière fiable la demande.
Charbon : forte demande asiatique et maintien de l'équilibre du marché
Malgré les enjeux climatiques, le marché mondial du charbon en 2025 fonctionne à des niveaux historiquement élevés. La consommation mondiale de charbon continue de tourner autour de niveaux record atteints en 2022-2023, principalement grâce aux pays asiatiques. La Chine reste le plus grand producteur et consommateur de charbon : plus de 4 milliards de tonnes sont extraites chaque année, presque entièrement brûlées dans les centrales électriques chinoises. Pendant les périodes de demande maximale (par exemple, lors de fortes chaleurs estivales et d'une consommation accrue d'air conditionné), même ces volumes s'avèrent insuffisants – Pékin augmente ses importations de charbon pour éviter une pénurie d'électricité. En Inde, environ 70 % de toute l'électricité est produite par des centrales à charbon, et la consommation absolue de charbon continue d'augmenter avec l'expansion de l'économie. De grands pays en développement de l'Asie du Sud-Est (Indonésie, Vietnam, Thaïlande, etc.) mettent également en service de nouvelles capacités énergétiques à charbon pour répondre à la demande croissante en électricité.
Les principaux exportateurs de charbon – Indonésie, Australie, Russie, Afrique du Sud et autres – ont augmenté leur production et leurs livraisons au cours des dernières années, tirant parti d'une conjoncture favorable. Après les pics de prix de 2021-2022, les prix mondiaux du charbon énergétique se sont stabilisés à des niveaux modérés. Ainsi, le charbon australien se négocie dans une fourchette de 130 à 150 $ la tonne – de manière significative en dessous des sommets, mais encore supérieure à la moyenne des années précédentes. Ce niveau de prix reste avantageux pour les sociétés minières tout en étant acceptable pour les consommateurs.
De nombreux pays annoncent des plans pour réduire progressivement l'utilisation du charbon afin de respecter leurs engagements climatiques, mais à court terme, cette ressource reste indispensable pour un approvisionnement énergétique fiable pour des centaines de millions de personnes. Même en Europe, où la décarbonisation est proclamée comme une priorité, les pays doivent garder les capacités à charbon en réserve : par exemple, l'Allemagne, la Pologne et un certain nombre d'autres États conservent certaines centrales à charbon en cas de perturbations dans l'approvisionnement en gaz ou de manque de production éolienne et solaire. En conséquence, le secteur mondial du charbon se trouve actuellement dans un état d'équilibre relatif : la demande reste stable grâce à l'Asie, l'offre est suffisante, et les prix sont prévisibles. À long terme, une réduction progressive de la part du charbon dans le mix énergétique est attendue avec le renforcement des politiques climatiques, mais dans les années à venir, le charbon continuera à jouer un rôle significatif, demeurant une garantie de sécurité énergétique en périodes de pics de charge et de chocs de prix sur le marché du gaz.
Marché russe des combustibles : prolongement des mesures d'urgence et commentaire d'expert
Dans le secteur interne des combustibles en Russie, la fin de l'été et le début de l'automne ont été marqués par une crise due à une forte envolée des prix des produits pétroliers. En août, les prix de gros sur le marché des combustibles ont atteint des sommets historiques, ce qui s'est rapidement répercuté sur les prix de détail. À la mi-septembre, le prix du carburant A-95 sur la Bourse internationale des marchandises de Saint-Pétersbourg atteignait un record de 73 000 roubles par tonne, dépassant les niveaux de pointe d'août ; le diesel a également connu une hausse, bien qu'à un rythme plus lent auparavant. Cette flambée des prix était due à plusieurs facteurs:
- Demande saisonnière et secteur agricole. L'été est traditionnellement associé à une consommation accrue de combustibles – en 2025, le pic des déplacements et la campagne de récolte active dans le secteur agricole ont conduit à une augmentation des ventes de carburant et de diesel. Ces facteurs saisonniers se sont superposés à de faibles stocks de combustibles chez les opérateurs indépendants, ce qui a accentué la tension et la demande spéculative.
- Réparations et cas de force majeure dans les raffineries. Cet été, plusieurs raffineries (NPP) ont effectué des travaux de réparation planifiés et non planifiés, réduisant les volumes de production de combustibles. La situation a été aggravée par des incidents d'urgence : par exemple, le 14 septembre dans la région de Léningrad, une attaque de drones a été interceptée sur la raffinerie Kirichski – la plus grande usine de la région. En conséquence, un bloc clé de l'installation (jusqu'à 40% de la puissance de l'usine) est temporairement tombé hors service, ce qui a réduit l'offre de benzine et de diesel sur le marché pendant plusieurs semaines.
- Exportation et lacunes dans le mécanisme de compensation. Les prix élevés à l'exportation des produits pétroliers, surtout pour le diesel à l'étranger, ont incité les producteurs russes à accroître les exportations au détriment des approvisionnements intérieurs. Simultanément, le mécanisme de compensation en vigueur n'a pas réussi à freiner le flux de combustibles : les prix de gros de l'essence sur le marché ont dépassé le seuil prévu dans le code fiscal (environ 66 500 roubles/tonne pour l'A-92), ce qui a annulé les paiements de compensation aux raffineurs. En d'autres termes, avec de tels prix internes élevés, il est devenu plus rentable pour les entreprises de vendre leur carburant à l'étranger, ce qui a accru la pénurie d'approvisionnement à l'intérieur du pays.
Le gouvernement a rapidement réagi à la crise avec un ensemble de mesures. À partir d'août, une restriction temporaire sur l'exportation de produits pétroliers est en vigueur : aux grandes entreprises pétrolières, il est interdit, jusqu'au 30 septembre, d'exporter de l'essence et du diesel, tandis que pour les traders indépendants, l'interdiction est prolongée jusqu'au 31 octobre 2025. Les raffineries ont reçu l'ordre de rediriger en priorité leur production vers le marché intérieur, augmentant les livraisons vers les régions problématiques (y compris des envois supplémentaires de carburant vers le Primorié et la Crimée pour résoudre les pénuries locales). Parallèlement, les autorités ont décidé de corriger le mécanisme de compensation : il a été convenu d'augmenter le seuil d'écart maximal pour le prix de l'essence par rapport à l'indicateur de base, au-delà duquel des paiements de compensation sont versés aux raffineurs. En d'autres termes, l'État élève le « plafond » de fonctionnement de la compensation – de 10 % à 20 % pour l'essence et de 20 % à 30 % pour le diesel. Grâce à cela, les raffineurs pourront recevoir des paiements budgétaires même avec des prix internes plus élevés, réduisant ainsi leur incitation à exporter des combustibles.
« Le changement des limites de la compensation va maintenir les prix de gros de l'essence AИ-92 au-dessus de 70 000 roubles par tonne – nettement au-dessus de l'ancien seuil. Cela réduira la rentabilité des stations-service indépendantes, qui ne font pas partie des grandes entreprises pétrolières, et conservera des taux de croissance élevés des prix de détail même après la fin de la saison estivale "chaude" : les propriétaires de stations-service devront intégrer la hausse des coûts d'achat de carburant dans les prix finaux pour les consommateurs, » a noté Sergey Tereshkin dans une interview à « Rossiyskaya Gazeta ».
Dans la seconde moitié de septembre, les mesures prises ont déjà produit les premiers résultats. Après les pics de prix de la mi-août, les prix de gros des combustibles ont été corrigés vers le bas d'environ 7 à 8 %. Cependant, au cours de la seconde décade de septembre, la pression sur les prix s'est à nouveau intensifiée : les cotations du marché de l'essence et du diesel ont commencé à augmenter en raison de la demande encore élevée et des facteurs temporaires persistants (certaines raffineries sortent encore de réparations, et les restrictions à l'exportation ne résolvent pas totalement le problème). Dans le secteur de la vente au détail, les prix des combustibles ont déjà augmenté de plus de 6 % depuis le début de l'année, dépassant de manière significative le niveau de l'inflation (~4 % sur la même période). Néanmoins, les autorités déclarent que la situation est sous contrôle. Les stations-service disposent des volumes nécessaires d'essence et de diesel, de nouveaux envois en provenance de raffineries arrivent régulièrement. On s'attend à ce qu'avec la fin des travaux agricoles et le retour à un fonctionnement normal de toutes les raffineries, la hausse des prix à la pompe ralentisse. Le gouvernement a souligné que la reprise des exportations de produits pétroliers ne sera possible qu'après la pleine stabilisation du marché intérieur et une baisse durable des prix du marché. Ainsi, une combinaison de mesures de marché et administratives devrait progressivement normaliser la situation. Les régulateurs sont prêts à prolonger les restrictions et à mobiliser des ressources supplémentaires si nécessaire pour maintenir les prix des combustibles pour les consommateurs dans des limites acceptables et éviter une pénurie d'essence et de diesel à l'automne 2025.
