En ouvrant 70 nouveaux blocs d’exploration en mer de Barents, la Norvège poursuit une stratégie d’exploitation intensive afin de maintenir ses niveaux de production jusqu’en 2035. Ces ressources arctiques sont cruciales pour sécuriser les approvisionnements vers l’Europe, qui absorbe 30 % des exportations gazières norvégiennes. Toutefois, sans découvertes significatives, l’équation technique deviendra critique après 2035, d’après le Norwegian Offshore Directorate (NOD).
Nouvelle stratégie d’exploration en mer de Barents
Les nouveaux blocs d’exploration attribués se situent principalement en mer de Barents, au nord du cercle polaire. Le ministère norvégien de l’Énergie a indiqué que ces attributions visent à compenser le déclin des gisements matures de la mer du Nord. Les opérations d’exploration commenceront graduellement entre 2027 et 2030, avec une intensification des forages exploratoires dès 2028. Equinor, principal opérateur national, dirige les campagnes sismiques préliminaires depuis juin 2026. Le ministre Terje Aasland a affirmé à Reuters : « Dans le contexte géopolitique et sécuritaire actuel, la poursuite des activités en mer de Barents sert les intérêts norvégiens et européens. »
Les défis juridiques des gisements stratégiques
Le 24 août 2026, le gouvernement norvégien a demandé à la Cour suprême d’annuler l’invalidation des permis de trois champs pétroliers stratégiques : Breidablikk, Tyrving et Yggdrasil. Ces gisements, avec plus de 200 millions de barils de réserves, avaient vu leurs autorisations suspendues en 2025 après un recours d’organisations environnementales. Le NOD estime que leur exploitation pourrait représenter 12 % de la production pétrolière nationale entre 2028 et 2032. Une décision défavorable entraînerait un retard de trois ans dans la mise en production. La décision est attendue avant la fin 2026, impactant directement les investissements d’Equinor, qui a déjà investi 4,2 milliards d’euros dans les infrastructures.
Maintien des exportations vers l’Europe
Uniper et Equinor ont signé un contrat gazier garantissant la livraison de 30 TWh annuels vers l’Allemagne jusqu’en 2035, équivalant à 2,7 milliards de m³. Cet accord repose sur les capacités du terminal de Nyhamna, qui traite le gaz des champs d’Ormen Lange et d’Aasta Hansteen. Le gazoduc Europipe II, d’une capacité de 24 milliards de m³/an, transporte le gaz vers Emden. Anders Opedal, directeur général d’Equinor, a souligné la flexibilité du groupe : « La seule chose qui en pâtira, en réalité, sera la sécurité européenne. Nous avons la flexibilité nécessaire. » Implicitement, cela signifie que la Norvège pourrait réorienter ses exportations vers l’Asie si l’Union européenne impose des restrictions.
Anticiper le déclin post-2030
Le NOD prévoit une diminution de la production pétrolière à 1,2 Mb/j en 2035 sans nouvelles découvertes significatives, soit une baisse de 33 % par rapport à 2026. Pour le gaz, la projection médiane est de 95 milliards de m³ en 2035, contre 122 milliards aujourd’hui. Les 70 blocs de la mer de Barents doivent compenser ce déclin, mais les délais sont serrés : il faut compter 8 à 12 ans entre la découverte et la mise en production d’un gisement. Les campagnes d’exploration de 2027-2030 doivent donc aboutir à des découvertes commerciales avant 2032 pour influencer les volumes de 2040. Les tensions géopolitiques accentuent la pression sur Oslo pour sécuriser ces approvisionnements.
Conclusion : La Norvège est engagée dans une course contre la montre. Les blocs de la mer de Barents doivent entrer en production avant 2035 pour éviter une chute des exportations. Sans découvertes majeures d’ici 2032, l’Europe devra diversifier ses sources d’approvisionnement en gaz, alors que la dépendance au gaz norvégien est de 30 %. Le verdict de la Cour suprême sur les champs Breidablikk, Tyrving et Yggdrasil sera un test crucial pour cette stratégie d’exploitation intensive.
