Énergie en Norvège

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Énergie en Norvège
Vue de la plate-forme pétrolière Statfjord A, détenue par Statoil en mer du Nord en 1982.
Vue de la plate-forme pétrolière Statfjord A, détenue par Statoil en mer du Nord en 1982.
Bilan énergétique (2012)
Offre d'énergie primaire (TPES) 29,2 M tep
(1 222,3 PJ)
par agent énergétique pétrole : 39,9 %
électricité : 37 %
gaz naturel : 14,3 %
autres renouvelables : 5,9 %
charbon : 2,9 %
Énergies renouvelables 48,1 %
Consommation totale (TFC) 18,1 M tep
(756,4 PJ)
par habitant 3,6 tep/hab.
(150,7 GJ/hab.)
par secteur ménages : 22,5 %
industrie : 32,1 %
transports : 25,5 %
services : 14,7 %
agriculture : 1,8 %
pêche : 2,9 %
Électricité (2012)
Production 147,85 TWh
par filière hydro : 96,7 %
thermique : 1,9 %
éoliennes : 1,1 %
biomasse/déchets : 0,3 %
autres : 0 %
Combustibles (2012)
Production pétrole : 86 941 ktep
gaz naturel : 97 140 ktep
charbon : 825 ktep
Commerce extérieur (2012)
Importations électricité : 4 190 GWh
pétrole : 1 369 ktep
charbon : 832 ktep
Exportations électricité : 22 006 GWh
pétrole : 65 256 ktep
gaz naturel : 92 996 ktep
charbon : 856 ktep
Sources
AIE[1]

Depuis la découverte des vastes gisements pétroliers de la mer du Nord vers la fin des années 1960, l'énergie en Norvège constitue un secteur très important de l'économie de la Norvège. Avec l'arrivée du pic de production dans la mer du Nord, la décision de poursuivre la prospection dans la mer de Barents et dans l'Arctique donne lieu à un débat public lié aux préoccupations internationales au sujet des changements climatiques.

Énergies fossiles[modifier | modifier le code]

L'extraction des énergies fossiles constitue l'épine dorsale de l'économie norvégienne. Selon l'Agence internationale de l'énergie, le pétrole constituait 22 % du produit intérieur brut, 47 % de ses exportations, 26 % des investissements et 27 % des revenus du gouvernement[2].

Le pays est le troisième exportateur mondial de pétrole et de gaz naturel, immédiatement derrière la Russie et l'Arabie saoudite. La production d'énergie a quadruplé entre 1980 et 1997 et varie depuis une dizaine d'années entre 205 et 235 millions de tonnes d'équivalent pétrole (tep). En 2009, la production d'énergie en Norvège s'est chiffrée à 220 millions de tep[2].

La Norvège occupe le 7e des pays exportateurs de pétrole avec environ 2,1 millions de barils par jour et se classe au second rang au chapitre du gaz naturel, avec une production dépassant les 100 milliards de mètres cube[3]. Le gouvernement norvégien estime les réserves d'hydrocarbures sur le plateau continental à 84 milliards de barils (13,4 milliards m3) d'équivalent pétrole, dont 40 % —principalement du pétrole— a été extraite. Les réserves restantes sont constituées à 62 % de gaz naturel et de 38 % de pétrole. Environ 40 % des stocks sont constitués de ressources non découvertes[3].

Le pic de production de pétrole a été atteint en 2000, à 181,2 millions de m3(s)[n 1]. Depuis son extraction décline mais est en partie compensée par l'augmentation de la production de gaz naturel et de ses dérivés (condensat et GNL). Ainsi entre 2000 et 2010, la production de gaz du pays a plus que doublé, atteignant 106,5 millions de m3(s) d'équivalent pétrole[4].

L'évolution de la production d'hydrocarbures depuis les premiers barils extraits en 1971 est la suivante (en millions de m3(s) d'équivalent pétrole)[4] :

50
100
150
200
250
300
1971
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2011
2012
2013
  •   Pétrole
  •   Gaz naturel
  •   Condensat
  •   GNL

La Norvège possède aussi d'importantes réserves de charbon potentiellement exploitables situées sous le plateau continental norvégien[5],[6].

Hydrocarbures de la mer du Nord[modifier | modifier le code]

Évolution de la production de pétrole en mer du Nord. Source: Bureau central de la statistique de la Norvège.
Localisation des principaux champs pétroliers norvégiens en Mer du Nord[n 2],[7].

La découverte d'un immense champ de gaz à Groningue aux Pays-Bas en 1959 est à l'origine de l'intérêt porté à la Mer du Nord comme zone pétrolifère. Après avoir rejeté une demande de Phillips Petroleum pour un bail d'exploration pour l'ensemble des eaux norvégiennes contre une compensation de 160 000 dollars par mois, le gouvernement de Einar Gerhardsen exerce sa souveraineté sur les ressources naturelles sur le plateau continental norvégien en mai 1963 et introduit un régime de permis d'exploration et de production[8].

Après des négociations avec le Royaume-Uni et le Danemark, les trois pays s'entendent en mars 1965 sur un partage des eaux territoriales à la ligne médiane. Le 13 avril, le gouvernement norvégien accorde 22 licences exclusives de prospection, de forage et de production à des groupes d'entreprises[8]. Le plateau continental norvégien de la mer du Nord couvre une surface de 142 000 km2[9].


Les travaux d'exploration débutent le 19 juillet 1966, avec le forage d'un premier puits par la plateforme Ocean Traveller. Après trois ans de recherches infructueuses, la plateforme Ocean Viking a découvert un premier gisement le 21 août 1969. Vers la fin de l'année, les travaux d'exploration ont démontré que le pays disposait d'une grande réserve de pétrole et de gaz naturel. Le premier gisement à être exploité, celui de Ekofisk, a produit 427 442 barils de brut en 1980. Depuis, d'importantes réserves de gaz naturel ont été découvertes.

Dans la foulée du référendum norvégien de 1972 qui a rejeté l'adhésion de la Norvège à l'Union européenne, le ministère norvégien de l'Industrie, dirigé par Ola Skjåk Bræk publie une politique énergétique nationale, dans laquelle la Norvège décide de ne pas adhérer à l'OPEP, de maintenir ses prix de l'énergie aux niveaux mondiaux et d'investir ses recettes pétrolières dans un fonds souverain, le Fonds pétrolier de Norvège. Le gouvernement met sur pied une compagnie pétrolière nationale, Statoil, et accorde des droits de forage et de production à Norsk Hydro et à Saga Petroleum (en).

L'exploitation du pétrole de la mer du Nord présente plusieurs difficultés techniques de prospection et de production. Un certain nombre d'entreprises de génie et de construction du secteur de la construction navale se sont reconverties avec succès dans la banlieue ouest de la capitale Oslo et dans la région de Stavanger, qui s'est transformée en base pour l'industrie des forages.

Hydrocarbures de la mer de Norvège[modifier | modifier le code]

Le plateau continental en mer de Norvège correspond à une surface de 287 000 km2. L'exploitation des hydrocarbures y a commencé plus tardivement, Draugen étant le premier champ pétrolier a avoir été exploité dans la région en 1993[9]. Le plus important gisement de pétrole, est Heidrun (183,3 millions de m3(s)), suivi par Draugen (148,2 millions de m3(s)) et Åsgard (102,4 millions de m3(s)), qui est aussi le deuxième plus important gisement en termes de réserves gazières (206,7 milliards de m3(s))[n 3]. Il est précédé par Ormen Lange (314,6 milliards de m3(s) de gaz), le champ gazier norvégien le plus important de la mer de Norvège[7].

Hydrocarbures de la mer de Barents[modifier | modifier le code]

Le plateau continental norvégien de la mer de Barents est de loin le plus important des trois, avec une surface de 772 000 km2[9]. La région est considérée comme une zone frontière, les connaissances sur sa géologie étant limitées, l'exploitation représentant potentiellement un défi technologique et de nouvelles infrastructures étant requises[10]. Un moratoire mis en place en 2001 pour empêcher les travaux de prospection dans le secteur norvégien, imposé pour répondre à des préoccupations environnementales, a été levé en 2005 avec l'arrivée au pouvoir d'un nouveau gouvernement[11]. Un port méthanier et une installation de liquéfaction du gaz naturel sont en construction en 2009 à Hammerfest pour traiter le gaz du champ de Snøhvit. La ville pourrait devenir une plaque tournante de la prospection dans le grand nord, rendue possible en raison de la fonte des glaciers polaires dans l'Arctique[12].

En 2014, malgré des explorations vieilles de plus de 30 ans, le seul gisement en exploitation de la zone est celui de Snøhvit, mis en service en 2007[9] et contenant exclusivement du gaz, à hauteur de 225,1 milliards de m3(s)[7].

Raffinage[modifier | modifier le code]

Photo de bateaux situés sur la mer face à un complexe industriel incluant une raffinerie de pétrole.
Le complexe industriel de Mongstad où est situé la raffinerie de Statoil.

La Norvège possède deux raffineries de pétrole. La raffinerie de Mongstad située dans la kommune de Lindås est la plus importante avec une capacité de raffinage de près de 240 000 barils par jour en 2014, après plusieurs extensions successives au cours des décennies précédentes[13]. La raffinerie est détenue à 100 % par Statoil[13], après rachat des parts (21 %) détenues auparavant par Shell[14].

La seconde raffinerie norvégienne, la raffinerie de Slagen, est située au sud d'Oslo. Ouverte en 1961, elle est détenue par ExxonMobil et possède une capacité de 120 000 barils par jour[15].

En 2010, environ 30 % de la production de ces raffineries était destinée à la consommation locale, le reste étant exporté[14].

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

La centrale de Rånåsfoss (98 MW) sur le fleuve Glomma. La Norvège compte 1 166 centrales hydroélectriques, qui produisent entre 98 et 99 % de l'énergie du pays.

L'électricité en Norvège est presque entièrement produite au moyen de l'hydroélectricité. En fonction de la pluviométrie annuelle, elle peut représenter jusqu'à 99 % de l'électricité du pays. En 2009, la production totale a atteint 132,8 TWh, dont 95,7 % provenant de la filière hydroélectrique. La génération thermique s'est placée en deuxième position avec une production de 4,7 TWh et l'éolien à la troisième place avec 1 TWh. La même année, la consommation totale du pays atteignait 123,8 TWh[16].

Fin 2009, la capacité électrique totale installée en Norvège s'élevait à 31 257 MW, dont 29 626 MW de capacité hydraulique, 1 200 MW de thermique et 431 MW de capacité éolienne[16].

Production[modifier | modifier le code]

La production d'électricité depuis 1950 est la suivante (en TWh)[1],[17],[18] :

25
50
75
100
125
150
1950
1960
1973
1990
1995
2000
2005
2010
2011
2012
  •   Hydraulique
  •   Charbon
  •   Fioul
  •   Gaz naturel
  •   Déchets
  •   Biocarburants
  •   Éolien
  •   Autres

Les moyens de production installés sont historiquement essentiellement des barrages hydroélectriques, suivis par des moyens de production thermique. Depuis le milieu des années 2000 l'éolien a commencé à se développer de manière rapide.

Évolution de la capacité installée (MW)[17].
Source 1974 1980 1990 2000 2005 2010 2011 2012
Hydraulique 16 080 19 776 26 883 28 126 28 549 29 693 29 969 30 509
Thermique 161 236 250 224 284 1 570 1 601 1 646
Éolien - - - 13 265 425 512 705
Total 16 241 20 012 27 133 28 363 29 098 31 688 32 082 32 860

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]

En 2012, la Norvège se situait au 6e rang mondial pour la production hydroélectrique, avec 142,9 TWh, soit 3,9 % du total mondial (le n°1 mondial, la Chine, a produit 823,3 TWh)[19].

Le développement hydroélectrique du pays a débuté à la fin du XIXe siècle et a connu deux phases d'expansion intensives, entre 1910 et 1925 et entre 1960 et 1985. Pour des raisons historiques, le système est largement décentralisé ; s'y côtoient des entreprises publiques et privées[20]. Le plus important producteur norvégien d'électricité est la société Statkraft, une entreprise publique créée en 1992 dans le cadre de la déréglementation du secteur électrique norvégien afin de regrouper les actifs de production qui étaient la propriété de l'État. En 2004, Statkraft a été réorganisée en société anonyme, mais demeure publique.

Statkraft exploite 149 centrales hydroélectriques avec une capacité totale de 10 281 MW, trois parcs éoliens, une centrale au gaz naturel et dessert 399 000 clients en Norvège. Elle est également active en Suède, en Finlande, en Allemagne, au Royaume-Uni et possède aussi des actifs en Amérique latine et en Asie[21].

Les administrations locales et de comté exploitent 854 des 1 376 centrales hydroélectriques réparties sur le territoire. Les centrales sont généralement de petite taille — avec une moyenne de 22 MW par installation[22] — et seulement 35 centrales hydroélectriques ont une puissance installée supérieure à 200 MW[23]. En 2009, la puissance installée totale du parc de production hydraulique norvégien était de 29 626 MW[16].

Évolution de la production hydroélectrique (GWh)[17].
Année 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2005 2010 2011 2012
Production 16 924 30 915 57 261 83 962 121 382 142 289 136 452 117 152 121 553 142 810

Thermique[modifier | modifier le code]

Les centrales thermiques représentent depuis toujours la deuxième source de production d'électricité en Norvège. En 2011, la production d'énergie thermique s'est répartie entre les centrales au gaz naturel (4 059 GWh, 85 %), les centrales à biomasse (256 GWh, 6 %), diverses autres centrales (251 GWh, 5 %) et les centrales d'incinération (206 GWh, 4 %)[24].

Évolution de la production d'origine thermique (GWh)[17].
Année 1955 1960 1970 1980 1990 2000 2005 2010 2011 2012
Production 0 206 345 137 466 496 860 5 599 4 795 3 358

Éolien[modifier | modifier le code]

Avec 705 MW de puissance installée fin 2012, la Norvège est un acteur mineur du secteur éolien dans le monde, représentant moins de 0,25 % de la capacité mondiale totale installée[25]. Les premières éoliennes furent installées au début des années 1990, puis à partir du milieu des années 2000, le nombre d'éoliennes a fortement augmenté (+ 266 % de puissance installée entre 2005 et 2012)[17].

Évolution de la production éolienne (GWh)[17].
Année 1990 1995 2000 2005 2010 2011 2012
Production 0 10 31 499 879 1 283 1 548

Hydroliennes[modifier | modifier le code]

La Norvège fait figure de pionnière dans le développement commercial des hydroliennes. Un prototype de turbine sous-marine a été mis en service en septembre 2003 dans le Kvalsund, au sud de la ville de Hammerfest[26].

Réseau électrique[modifier | modifier le code]

Le réseau électrique norvégien est exploité par la société publique Statnett. Il est interconnecté aux réseaux des autres pays scandinaves. Depuis le 6 mai 2008, les réseaux électriques norvégien et néerlandais sont reliés par NorNed, un câble sous-marin à courant continu de 580 km, ce qui en fait à son inauguration le plus long câble électrique sous-marin au monde. Construit au coût de 600 millions d'euros, le câble de ±450 kV possède une capacité maximale de 700 MW[27].

Réseau de distribution[modifier | modifier le code]

Le réseau électrique haute tension norvégien est composé en janvier 2010 de 2 900 km de lignes à 420 kV, 5 100 km de lignes à 300 kV et 570 km de lignes à 220 kV. Ce réseau est détenu à 90 % par Statnett, le reste étant réparti entre 25 autres entreprises[28].

Interconnexions avec les pays voisins[modifier | modifier le code]

La Norvège est reliée à la Suède, au Danemark, à la Finlande, aux Pays-Bas et à la Russie. Il est prévu que certaines de ces lignes soient renforcées et de nouvelles interconnexions doivent aussi être ouvertes avec le Royaume-Uni et l'Allemagne[28].

Interconnexions électriques entre la Norvège et ses pays voisins, statut en 2010[28].
Pays Interconnexion Capacité imports [MW] Capacité imports [MW] Statut
Drapeau de l'Allemagne Allemagne NorGer 1 400 1 400 En projet
Nord.Link  ?  ? En projet, planifiée pour 2018
Drapeau du Danemark Danemark  ? 1 000 1 000 En service
Skagerrak 4 700 700 En projet, planifiée pour fin 2014
Drapeau de la Finlande Finlande  ? 80 120 En service
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas NorNed 700 700 En service depuis 2008[27]
NorNed 2 700 700 En projet, planifiée pour 2016
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni BritNor 1 600 1 600 En projet, planifiée pour 2017-2020
Drapeau de la Russie Russie  ? 56 56 En service
Drapeau de la Suède Suède  ? 2 095 2 145 En service
 ? 1 000 600 En service
 ? 700 800 En service
Syd-Vest linken 1 200 1 200 En projet, planifiée pour 2016

Consommation[modifier | modifier le code]

L'évolution de la consommation électrique finale en Norvège depuis 1973 est la suivante[1],[18],[n 4] :

Importations et exportations[modifier | modifier le code]

Depuis 1955, les échanges d'électricité aux frontières se sont répartis ainsi (en GWh)[17] :

5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
1955
1960
1970
1980
1990
2000
2005
2010
2011
2012
  •   Imports
  •   Exports

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. En termes de volume, 1 m3(s) de pétrole équivaut à 6,29 barils. En termes de contenu énergétique, 1 m3(s) de pétrole correspond à environ 35 500 MJ.
  2. Les champs pétrolifères de Mer du Nord dont les réserves initiales sont supérieures à 100 millions de m3(s) selon les informations du Ministère du Pétrole et de l’Énergie sont indiqués ici.
  3. En termes de contenu énergétique, 1 m3(s) de gaz correspond à environ 40 MJ.
  4. Les chiffres correspondent à la production brute + importations - exportations - pertes.

Références[modifier | modifier le code]

  1. a, b et c (en) AIE, « Norway: Indicators for 2012 », sur www.iea.org,‎ N/A (consulté le 4 septembre 2014).
  2. a et b AIE 2011, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2011 Review, p. 13.
  3. a et b AIE 2011, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2011 Review, p. 51.
  4. a et b Ministère du Pétrole et de l’Énergie 2014, Facts 2014 - The Norwegian petroleum sector, p. 62-64.
  5. (en) R. J. Wideroe et J. D. Sundberg, « 300 billion tons of coal off Norway's coastline », Energy Bulletin,‎ 29 décembre 2009 (lire en ligne).
  6. (en) Alister Doyle, « Norway Has Vast, Inaccessible Seabed Coal – Statoil », Reuters,‎ 21 décembre 2005 (lire en ligne).
  7. a, b et c Ministère du Pétrole et de l’Énergie 2014, Facts 2014 - The Norwegian petroleum sector, p. 65-73.
  8. a et b (en) Ministère norvégien du Pétrole et de l’Énergie, « Norway's oil history in 5 minutes », sur www.regjeringen.no,‎ novembre 2010 (consulté le 22 décembre 2012).
  9. a, b, c et d Ministère du Pétrole et de l’Énergie 2014, Facts 2014 - The Norwegian petroleum sector, p. 15-21.
  10. AIE 2011, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2011 Review, p. 55-56.
  11. (en) John Acher, « Norway Takes Oil Bids For Barents Sea Frontier », Reuters,‎ 16 novembre 2005 (lire en ligne).
  12. (en) Clifford Krauss, Steven Lee Myers, Andrew C. Revkin et Simon Romero, « As Polar Ice Turns to Water, Dreams of Treasure Abound », The New York Times,‎ 10 octobre 2005 (lire en ligne).
  13. a et b (en) Statoil, « Mongstad refinery », sur www.statoil.com,‎ 14 janvier 2014 (consulté le 7 septembre 2014).
  14. a et b AIE 2011, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2011 Review, p. 60-62.
  15. (en) ExxonMobil, « ExxonMobil Announces Slagen Refinery Project to Upgrade Fuel Oil », sur exxonmobil.com,‎ N/A (consulté le 7 septembre 2014).
  16. a, b et c AIE 2011, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2011 Review, p. 95-97.
  17. a, b, c, d, e, f et g (en) Statistics Norway, « Electricity, annual figures, 2012 », sur www.ssb.no,‎ 28 mars 2014 (consulté le 7 septembre 2014).
  18. a et b AIE 2001, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2001 Review, p. 123.
  19. [PDF] Observ'ER La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - 15e inventaire - édition 2013 - chapitre 2 - aperçu des dynamiques régionales par filière, consulté le 5 février 2014.
  20. Norvège, « History », sur Norway.org (consulté le 11 décembre 2009)
  21. (en) Statkraft AS, Statkraft annual report 2008, Oslo,‎ 2009 (lire en ligne), p. 41.
  22. Statistics Norway, « Capacity of installed machinery, by type, county and ownership group. 2007 (Corrected 19 May 2010) », sur www.ssb.no,‎ 19 mai 2010 (consulté le 11 octobre 2013).
  23. Statistics Norway, « Hydro-electric power stations, by size (maximum output) and county/ownership group. 2007 (Corrected 19 May 2010) », sur ssb.no,‎ 19 mai 2010 (consulté le 11 octobre 2013).
  24. Bøeng et Holstad 2013, Fakta om energi: Utviklingen i energibruk i Norge, p. 23.
  25. [PDF] (en) Global Wind Energy Council (en), « Global Wind Statistics 2013 », sur www.gwec.net,‎ 5 février 2014 (consulté le 7 septembre 2014).
  26. Danny Penman, « First power station to harness Moon opens », New Scientist,‎ 22 septembre 2003 (lire en ligne).
  27. a et b (en) TenneT, « The longest electricity cable in the world is operational », sur www.tennet.org,‎ 6 mai 2009 (consulté le 11 décembre 2009).
  28. a, b et c AIE 2011, Energy Policies of IEA Countries - Norway 2011 Review, p. 101-103.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Bibliographie[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]