Énergie et carburants : août 2025 entre marchés pétroliers, pétrochimie asiatique et transition

Un été sous tension pour le pétrole et le raffinage

Le pétrole brut a progressé autour du 20 août 2025 à la suite d'indications d'une baisse plus marquée que prévu des stocks américains, selon des estimations d'industrie. Dans un contexte géopolitique encore incertain, les investisseurs scrutent l'équilibre entre offre et demande, pendant que des incidents locaux rappellent la fragilité des infrastructures. Aux États‑Unis, la raffinerie BP de Whiting a connu des perturbations liées à des inondations, un rappel que les événements météorologiques extrêmes peuvent entraîner des ajustements rapides sur les flux de produits raffinés.

En Europe du Nord, la Norvège a indiqué une production de pétrole et de gaz supérieure aux prévisions en juillet. Cette surperformance soutient l'approvisionnement continental à un moment où l'UE poursuit la sécurisation de ses importations. Au Royaume‑Uni, Ithaca Energy a relevé pour la deuxième fois de l'année ses perspectives de production, illustrant le rôle persistant de la mer du Nord dans l'équation énergétique régionale malgré les débats sur la transition.

Asie : commerce de brut et virage pétrochimique

En Asie, l'Inde et la Chine continuent d'absorber une part significative du brut russe. Des majors publiques et privées du sous‑continent, comme Indian Oil ou BPCL, ont repris des achats pour septembre, confirmant l'ancrage des flux de pétrole russe vers l'Est. Dans le même temps, la Chine a vu ses importations de fuel‑oil grimper en juillet à un plus haut de sept mois, entre besoins domestiques et arbitrages de raffinage.

Sur le plan industriel, Pékin engage une réorganisation de la pétrochimie pour traiter la surcapacité qui met sous pression marges et prix de nombreux segments (oléfines, aromatiques, polymères). Cette réforme est perçue comme un test clef de l'efficacité de la politique industrielle dans une filière devenue stratégique et excédentaire. En Corée du Sud, plusieurs groupes pétrochimiques préparent une restructuration – rationalisation d'actifs, éventuelles réductions de capacité – afin de restaurer la profitabilité dans un cycle défavorable.

Amériques : recomposition et arbitrages de biocarburants

Aux États‑Unis, l'activité de fusions‑acquisitions dans l'oil & gas s'est intensifiée sur un an. Les opérateurs cherchent de la taille critique et une meilleure résilience financière face à la volatilité, aux contraintes d'investissement et aux politiques publiques changeantes. Cette recomposition pourrait influencer l'offre de pétrole non conventionnel et la structure des coûts sur plusieurs bassins.

Au Brésil, les arbitrages de bioéthanol évoluent : des signaux de marché favorisent l'éthanol de maïs par rapport à la canne à sucre, avec à la clef des repositionnements de partenariats pour certains acteurs. Un glissement qui reflète le différentiel de coûts actuel et la recherche d'une meilleure stabilité d'approvisionnement.

Transition : réalocations d'investissements et gestion des risques

Dans le Golfe, des investisseurs majeurs réallouent des milliards initialement fléchés vers l'hydrogène vert pour renforcer l'alimentation électrique de data centers en forte croissance. Cette bascule traduit un pragmatisme de court terme : sécuriser la fourniture d'électricité face à une demande numérique exponentielle, quitte à ralentir certains jalons de l'H2 propre.

Les renouvelables intègrent parallèlement de nouvelles exigences assurantielles. Sous l'effet d'aléas climatiques plus fréquents et intenses, plusieurs développeurs d'éolien et de solaire recourent à des couvertures spécifiques (tempêtes, sécheresses prolongées, variabilité extrême du vent). Ces polices s'ajoutent au coût du capital, déjà sensible à la hausse des taux, et pèsent sur le profil de rentabilité de certains projets.

Demande de produits raffinés : l'aviation en soutien

Le kérozène demeure l'un des points d'appui de la demande de produits raffinés. La reprise soutenue du trafic aérien international, notamment en Asie et sur le transatlantique, maintient une traction sur la distillation moyenne malgré la modération d'autres usages industriels. Ce facteur contribue à la fermeté relative des marges de raffinage sur certains hubs, dans un contexte de disponibilité affectée par des maintenances, incidents climatiques et changements d'assortiment de bruts.

Quels effets à la pompe en France ?

Pour les consommateurs, ces dynamiques se traduisent par des variations de prix à la pompe, souvent rapides et asymétriques selon le produit (Gazole, SP95‑E10, SP98, GPL‑c). La combinaison d'un baril volatil, de réallocations de flux internationaux, d'ajustements de capacités de raffinage et de coûts assurantiels plus élevés dans les renouvelables explique la sensibilité accrue des prix finaux.

Pour suivre en temps réel les mouvements du gazole, de l'essence et du GPL‑c, les automobilistes peuvent utiliser prix‑carburant.eu pour consulter le prix moyen national et départemental, et la rubrique Actus pour replacer l'information dans son contexte de marché. Les professionnels de la route peuvent, eux, s'appuyer sur des comparatifs par département et sur des historiques pour mieux planifier leurs ravitaillements.