La Norvège serait en train de rompre avec Bruxelles. Le ministre de l’Énergie Terje Aasland affirme que le pays poursuivra l’exploration pétrolière et gazière en mer de Barents malgré le soutien de l’Union européenne à un moratoire sur le forage dans l’Arctique. Il a également rejeté l’ancienne ambition de faire de la Norvège la « batterie verte » de l’Europe, la jugeant erronée.

Mises ensemble, ces déclarations composent un récit politique séduisant : un producteur d’énergie souverain qui résiste enfin aux restrictions climatiques européennes et refuse de sacrifier ses réservoirs pour un système électrique continental peu fiable.

La réalité est moins spectaculaire, et plus révélatrice. La Norvège ne se retire pas de l’intégration énergétique européenne. Elle veut continuer à vendre à l’Europe d’énormes quantités de pétrole, de gaz et d’électricité tout en limitant les coûts politiques internes liés à la participation à un marché interconnecté.

C’est une position politique compréhensible. Ce n’est pas une critique cohérente de la coopération énergétique européenne.

La Norvège ne rompt pas avec Bruxelles

La Norvège n’est pas membre de l’UE, et les décisions concernant l’extraction pétrolière sur le plateau continental norvégien relèvent toujours de la souveraineté norvégienne. Oslo est donc juridiquement libre de rejeter le moratoire arctique proposé par l’UE.

Mais présenter cela comme une rupture avec Bruxelles exagère à la fois la proposition de l’UE et la réponse norvégienne. Le moratoire figure dans la politique arctique de l’UE et est réexaminé dans le cadre d’une stratégie actualisée. Il s’agit d’une position politique, et non d’une interdiction de forage imposée directement à la Norvège par l’UE. La véritable contestation d’Aasland à l’égard de Bruxelles était commerciale : la Norvège développera les ressources, et l’Europe décidera si elle souhaite les acheter.

Il ne s’agit pas d’un désengagement. C’est une négociation entre vendeur et client. La Norvège dispose d’un levier considérable. Depuis l’invasion de l’Ukraine par la Russie, elle est devenue le premier fournisseur de gaz de l’Europe, couvrant environ 30 % de la demande combinée de l’UE et du Royaume-Uni. Le gouvernement norvégien prévoit un flux de trésorerie pétrolier net de 686 milliards de NOK en 2026.

L’Europe a bénéficié d’un approvisionnement norvégien fiable lorsque les volumes russes ont disparu. La Norvège a bénéficié de façon spectaculaire de la demande européenne et de la hausse des prix. L’interdépendance a fonctionné exactement comme prévu.

La véritable question pour la mer de Barents est de savoir si des gisements dont la mise en valeur peut prendre dix ans ou plus resteront commercialement et politiquement attractifs à mesure que l’Europe réduit sa consommation d’énergies fossiles. Le pétrole peut être vendu sur les marchés mondiaux et le gaz de Barents pourrait quitter le pays via l’installation LNG de Melkøya. Mais des acheteurs alternatifs ne garantissent pas automatiquement que des projets arctiques coûteux l’emporteront sur des approvisionnements moins onéreux ailleurs, surtout à mesure que les gouvernements et les entreprises du continent s’adaptent à une moindre utilisation des combustibles fossiles.

La Norvège a pleinement le droit de prendre ce risque. Elle ne devrait pas présenter les préoccupations européennes concernant des actifs arctiques de longue durée comme une attaque contre sa souveraineté.

La « batterie verte » a toujours été une métaphore

Aasland a raison sur un point : la Norvège ne peut pas équilibrer à elle seule le système électrique européen. L’hydroélectricité norvégienne est exceptionnellement flexible, avec environ 85 TWh de stockage dans les réservoirs. Les opérateurs peuvent réduire la production lorsque l’éolien et le solaire européens sont abondants, importer de l’électricité bon marché et conserver l’eau. Ils peuvent ensuite augmenter la production hydroélectrique et exporter lorsque les marchés voisins sont plus tendus et les prix plus élevés.

C’est précieux. Cela ne transforme pas la Norvège en une batterie assez grande pour absorber tous les excédents européens et combler tous les déficits.

Mais aucune stratégie énergétique européenne sérieuse ne demande à la Norvège de faire cela seule. Le marché commun de l’électricité combine l’hydroélectricité norvégienne avec le nucléaire et l’hydroélectricité suédois, l’éolien danois, le solaire continental, les batteries, la réponse à la demande, la production thermique et les interconnexions transfrontalières. Chaque pays contribue à une partie du portefeuille d’équilibrage.

L’UE demande aussi à ses propres États membres de décarboner et de développer leurs énergies propres domestiques ; elle ne délègue pas la transition aux réservoirs norvégiens. Les échanges transfrontaliers facilitent ce processus, car partager les ressources est moins coûteux et plus sûr que contraindre chaque pays à construire suffisamment de capacité pour sa pire heure possible. La métaphore était peut-être excessive. La fonction économique sous-jacente, elle, reste tout à fait valable.

Le commerce de l’électricité fonctionne dans les deux sens

L’opposition norvégienne aux interconnexions s’est renforcée lorsque de nouveaux liens avec l’Allemagne et le Royaume-Uni ont exposé plus directement le sud de la Norvège aux prix élevés du continent. Les ménages ont légitimement mal vécu la hausse des prix domestiques de l’électricité pendant que les producteurs hydroélectriques et les exploitants du réseau gagnaient davantage grâce aux exportations.

Ces effets distributifs sont réels et ne doivent pas être minimisés. Les interconnexions peuvent faire monter les prix dans une région exportatrice, surtout lorsque le marché voisin traverse une crise. Les gouvernements peuvent avoir besoin de redistribuer les revenus de congestion, d’améliorer la protection des consommateurs ou de traiter les goulets d’étranglement du réseau intérieur.

Mais des prix plus élevés pour certains consommateurs ne signifient pas que les interconnexions n’ont créé aucune valeur. La Norvège a produit environ 162 TWh d’électricité en 2025 et en a consommé 139,2 TWh. Selon Statnett, elle a exporté environ 34 TWh et importé 11,5 TWh. Le pays était donc un exportateur net majeur tout en achetant de l’électricité aux heures où les importations avaient un sens économique. Ce dernier point est souvent présenté comme une faiblesse. C’est en réalité l’objet même du commerce.

La Norvège devrait importer lorsque l’éolien, le solaire ou la production thermique à l’étranger sont moins chers que le relâchement d’eau supplémentaire depuis ses réservoirs. Elle devrait exporter lorsque l’hydroélectricité flexible a davantage de valeur ailleurs. Comme l’explique l’autorité énergétique norvégienne, l’interconnexion améliore la sécurité d’approvisionnement, permet une utilisation plus efficace de l’eau et évite de construire une surcapacité domestique coûteuse uniquement pour les années sèches.

Un marché qui ne permet que des exportations rentables n’est pas un marché commun. C’est un accès privilégié à des clients étrangers.

Le futur déficit norvégien est d’abord domestique

La raison la plus légitime de la prudence norvégienne n’est pas Bruxelles. C’est la hausse de la demande intérieure d’électricité. L’industrie, les transports, les plateformes offshore et les nouveaux projets à faibles émissions de carbone veulent tous davantage d’électricité. En parallèle, le développement de nouveaux parcs éoliens et de nouvelles lignes de transport se heurte à une forte résistance intérieure. L’excédent norvégien devrait donc se réduire.

La Direction norvégienne des ressources en eau et de l’énergie prévoit que le solde électrique d’une année normale passera d’environ 22 TWh en 2023 à quelque 7 TWh en 2030, avant de se redresser lorsque de nouvelles capacités entreront en service après 2030. Certaines années individuelles pourraient afficher des importations nettes, car la production hydroélectrique varie selon les précipitations et la fonte des neiges.

Ce n’est pas quelque chose qu’ont provoqué les interconnexions. C’est le résultat d’une demande qui croît plus vite que l’offre domestique.

Restreindre les échanges peut temporairement faire baisser les prix pendant les années humides et excédentaires, mais cela ne créera pas d’électricité pour les nouvelles usines et ne protégera pas la Norvège pendant un hiver sec. Les choix difficiles restent internes : construire davantage de production renouvelable, renforcer le réseau intérieur, modérer la nouvelle demande ou accepter des importations plus fréquentes. Rejeter la faute sur l’intégration du marché européen retarde ce débat.

La souveraineté énergétique ne signifie pas commercer seulement quand cela arrange

La Norvège est en droit de refuser de nouvelles interconnexions si leurs bénéfices intérieurs attendus ne justifient plus leurs coûts. Elle est en droit de développer le pétrole arctique dans le cadre de ses lois. Et les consommateurs norvégiens méritent d’être protégés contre des chocs de prix extrêmes.

Mais il s’agit de choix de politique distincts, pas de la preuve d’une libération unique vis-à-vis de Bruxelles.

L’Europe offre à la Norvège son marché énergétique le plus important, des infrastructures partagées, l’accès à de l’électricité bon marché pendant les heures d’excédent et une assurance lorsque l’hydrologie devient défavorable. La Norvège offre à l’Europe un gaz fiable, une hydroélectricité flexible et une capacité transfrontalière précieuse. Les deux parties y gagnent, et toutes deux sont parfois confrontées à des prix ou à des contraintes inconfortables.

C’est cela, un marché intégré.

La Norvège n’a pas besoin d’être la batterie de l’Europe. Mais elle ne peut pas prétendre, de manière crédible, rester la station-service et l’intermédiaire électrique de l’Europe uniquement lorsque le compteur lui est favorable.

Par Leon Stille pour Oilprice.com

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