25 févr. 2026
Comment l'UE pourrait débloquer 22 trillions de pieds cubes de gaz de la mer de Barents
Une réévaluation de la politique arctique de l'Union européenne (UE) pourrait maintenir le gaz de la mer de Barents de Norvège en jeu dans les années 2030, offrant à l'Europe une option d'approvisionnement à faible émission à proximité alors que sa dépendance au marché mondial du gaz naturel liquéfié augmente, selon de nouvelles recherches et analyses de Rystad Energy. La Commission européenne examine sa politique arctique de 2021 et a ouvert une consultation publique jusqu'au 16 mars 2026. Les projets de Barents nécessitant généralement cinq à dix ans pour passer de la découverte à une production stable, le signal que l'UE envoie maintenant déterminera si des volumes supplémentaires des terres norvégiennes déjà ouvertes sont prêts pour le milieu des années 2030, ou si l'Europe comptera encore plus sur le GNL mondial dans la prochaine décennie.
L'analyse de Rystad Energy suggère que l'UE pourrait augmenter la production en mer de Barents en traçant une limite plus claire, tant géographiquement qu'opérationnellement, sans nécessairement affaiblir sa position climatique. En définissant le champ d'application "arctique" de manière plus étroite et en liant toute éligibilité à des exigences explicites en matière d'émissions et d'environnement, l'UE pourrait éviter de traiter les terres de Barents déjà ouvertes de Norvège de la même manière que les zones de frontière. L'approche serait néanmoins contestée par des groupes environnementaux et ne changerait pas les compromis sous-jacents autour du forage arctique, mais elle pourrait influencer la manière dont les acheteurs et les décideurs évaluent les options d'approvisionnement durant les années 2030. Dans le scénario de base de Rystad Energy pour l'UE27 plus le Royaume-Uni, la Norvège fournit environ 20 à 30 % de la demande de gaz jusqu'en 2050, le GNL passant de 30 % à 50 % durant la même période, augmentant l'exposition de l'Europe aux marchés mondiaux.
La base de ressources est substantielle, mais la conversion de celles-ci en approvisionnement livrable est moins simple. Les parties de la mer de Barents déjà ouvertes à l'exploration, selon les estimations de la Direction maritime norvégienne, détiennent environ 3,5 milliards de barils équivalent pétrole ( bep) de gaz naturel, soit environ 22 trillions de pieds cubes. Rystad Energy estime que les champs et projets de production attendus pour approbation d'ici 2030 contribueront à une production combinée d'environ 2,25 milliards bep jusqu'en 2050. Une production supplémentaire au-delà de cela dépendrait probablement de nouvelles découvertes, d'un développement coordonné entre plusieurs champs et, surtout, de la capacité d'exportation.
L'infrastructure est un facteur significatif et peut limiter la scalabilité à long terme. Une étude de 2023 de Gassco et de la Direction maritime norvégienne a révélé que la nouvelle capacité d'exportation de Barents peut être socio-économiquement rentable si des volumes suffisants sont prouvés. Aujourd'hui, la principale sortie de la région est Hammerfest LNG, un terminal d'exportation dans le nord extrême, mais il reste largement lié au champ de Snøhvit, ce qui limite la flexibilité pour absorber de nouveaux volumes. Une connexion par pipeline vers le sud dans le réseau de la mer de Norvège est une voie potentielle, mais elle nécessiterait une échelle suffisante et des calendriers synchronisés entre les projets pour être finançable.
Les délais en mer de Barents sont longs, donc des politiques claires sont importantes. Si l'UE établit des définitions claires et exige une vérification basée sur des données, elle peut maintenir les options d'approvisionnement à court terme sans brouiller ses normes climatiques.
Les émissions sont l'un des points clés que les décideurs prennent en compte pendant cette période de révision, et cela va directement influencer la manière dont les acheteurs perçoivent et comparent l'approvisionnement futur en gaz de Barents à d'autres sources. La production amont de la Norvège est parmi les moins émettrices au niveau mondial, et le gaz livré par pipeline de Norvège se classe généralement comme une option à faibles émissions pour l'Europe. À Snøhvit, le dioxyde de carbone (CO₂) retiré du gaz produit est déjà réinjecté en mer, et l'électrification prévue des installations Snøhvit–Hammerfest LNG devrait réduire encore l'empreinte carbone du projet. Les critiques environnementales notent que l'intensité d'émission plus faible ne change pas le fait que brûler du gaz ajoute du CO₂ dans l'atmosphère, mais les fuites de méthane et l'intensité carbonique sont de plus en plus utilisées dans les politiques et les achats pour distinguer les sources d'approvisionnement restantes pendant la transition.
Ouvrir complètement la porte n'est pas une option réaliste pour l'UE, mais un cadre bien structuré avec des définitions et des normes strictes pourrait maintenir les zones sensibles du nord de Barents hors limites, tout en distinguant explicitement les zones norvégiennes déjà ouvertes des zones de frontière. Toute éligibilité pourrait être liée à des seuils mesurables pour l'intensité de méthane et de CO₂, des délais pour mettre fin aux torchères routinières, l'électrification et la gestion du CO₂ lorsque cela est possible, et une vérification indépendante avec un reporting transparent.
D'autres garanties environnementales au-delà des émissions sont également cruciales : protection des écosystèmes sensibles, limites saisonnières d'exploitation, et consultation structurée avec les Sámi, les communautés côtières et les pêches. Le risque de demande est également un facteur à considérer pour le bloc. Si la consommation de gaz de l'UE chute plus rapidement que prévu, des révisions de politiques plus fréquentes pourraient limiter le risque de ressources échouées, par exemple, en resserrant l'éligibilité ou en réévaluant si des infrastructures supplémentaires ont encore du sens.
L'Europe va comparer les approvisionnements en gaz marginaux plus que d'ajouter de grands nouveaux. Utiliser les émissions sur le cycle de vie et les performances du méthane comme critères de décision ne résoudra pas le débat climatique plus large, mais cela orientera la demande restante vers la partie inférieure de la marge. Une politique arctique clairement définie et structurée peut aider à orienter l'UE dans cette direction.
L'analyse de Rystad Energy suggère que l'UE pourrait augmenter la production en mer de Barents en traçant une limite plus claire, tant géographiquement qu'opérationnellement, sans nécessairement affaiblir sa position climatique. En définissant le champ d'application "arctique" de manière plus étroite et en liant toute éligibilité à des exigences explicites en matière d'émissions et d'environnement, l'UE pourrait éviter de traiter les terres de Barents déjà ouvertes de Norvège de la même manière que les zones de frontière. L'approche serait néanmoins contestée par des groupes environnementaux et ne changerait pas les compromis sous-jacents autour du forage arctique, mais elle pourrait influencer la manière dont les acheteurs et les décideurs évaluent les options d'approvisionnement durant les années 2030. Dans le scénario de base de Rystad Energy pour l'UE27 plus le Royaume-Uni, la Norvège fournit environ 20 à 30 % de la demande de gaz jusqu'en 2050, le GNL passant de 30 % à 50 % durant la même période, augmentant l'exposition de l'Europe aux marchés mondiaux.
La base de ressources est substantielle, mais la conversion de celles-ci en approvisionnement livrable est moins simple. Les parties de la mer de Barents déjà ouvertes à l'exploration, selon les estimations de la Direction maritime norvégienne, détiennent environ 3,5 milliards de barils équivalent pétrole ( bep) de gaz naturel, soit environ 22 trillions de pieds cubes. Rystad Energy estime que les champs et projets de production attendus pour approbation d'ici 2030 contribueront à une production combinée d'environ 2,25 milliards bep jusqu'en 2050. Une production supplémentaire au-delà de cela dépendrait probablement de nouvelles découvertes, d'un développement coordonné entre plusieurs champs et, surtout, de la capacité d'exportation.
L'infrastructure est un facteur significatif et peut limiter la scalabilité à long terme. Une étude de 2023 de Gassco et de la Direction maritime norvégienne a révélé que la nouvelle capacité d'exportation de Barents peut être socio-économiquement rentable si des volumes suffisants sont prouvés. Aujourd'hui, la principale sortie de la région est Hammerfest LNG, un terminal d'exportation dans le nord extrême, mais il reste largement lié au champ de Snøhvit, ce qui limite la flexibilité pour absorber de nouveaux volumes. Une connexion par pipeline vers le sud dans le réseau de la mer de Norvège est une voie potentielle, mais elle nécessiterait une échelle suffisante et des calendriers synchronisés entre les projets pour être finançable.
Les délais en mer de Barents sont longs, donc des politiques claires sont importantes. Si l'UE établit des définitions claires et exige une vérification basée sur des données, elle peut maintenir les options d'approvisionnement à court terme sans brouiller ses normes climatiques.
Les émissions sont l'un des points clés que les décideurs prennent en compte pendant cette période de révision, et cela va directement influencer la manière dont les acheteurs perçoivent et comparent l'approvisionnement futur en gaz de Barents à d'autres sources. La production amont de la Norvège est parmi les moins émettrices au niveau mondial, et le gaz livré par pipeline de Norvège se classe généralement comme une option à faibles émissions pour l'Europe. À Snøhvit, le dioxyde de carbone (CO₂) retiré du gaz produit est déjà réinjecté en mer, et l'électrification prévue des installations Snøhvit–Hammerfest LNG devrait réduire encore l'empreinte carbone du projet. Les critiques environnementales notent que l'intensité d'émission plus faible ne change pas le fait que brûler du gaz ajoute du CO₂ dans l'atmosphère, mais les fuites de méthane et l'intensité carbonique sont de plus en plus utilisées dans les politiques et les achats pour distinguer les sources d'approvisionnement restantes pendant la transition.
Ouvrir complètement la porte n'est pas une option réaliste pour l'UE, mais un cadre bien structuré avec des définitions et des normes strictes pourrait maintenir les zones sensibles du nord de Barents hors limites, tout en distinguant explicitement les zones norvégiennes déjà ouvertes des zones de frontière. Toute éligibilité pourrait être liée à des seuils mesurables pour l'intensité de méthane et de CO₂, des délais pour mettre fin aux torchères routinières, l'électrification et la gestion du CO₂ lorsque cela est possible, et une vérification indépendante avec un reporting transparent.
D'autres garanties environnementales au-delà des émissions sont également cruciales : protection des écosystèmes sensibles, limites saisonnières d'exploitation, et consultation structurée avec les Sámi, les communautés côtières et les pêches. Le risque de demande est également un facteur à considérer pour le bloc. Si la consommation de gaz de l'UE chute plus rapidement que prévu, des révisions de politiques plus fréquentes pourraient limiter le risque de ressources échouées, par exemple, en resserrant l'éligibilité ou en réévaluant si des infrastructures supplémentaires ont encore du sens.
L'Europe va comparer les approvisionnements en gaz marginaux plus que d'ajouter de grands nouveaux. Utiliser les émissions sur le cycle de vie et les performances du méthane comme critères de décision ne résoudra pas le débat climatique plus large, mais cela orientera la demande restante vers la partie inférieure de la marge. Une politique arctique clairement définie et structurée peut aider à orienter l'UE dans cette direction.