Taille et part du marché de l'énergie en Norvège
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 41.70 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 43.01 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 50.18 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 3.12% CAGR |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché de l'énergie en Norvège par Mordor Intelligence
La taille du marché de l'énergie en Norvège en 2026 est estimée à 43,01 gigawatts, en hausse par rapport à la valeur de 41,70 gigawatts enregistrée en 2025, avec des projections pour 2031 indiquant 50,18 gigawatts, soit une croissance de 3,12 % en TCAC sur la période 2026-2031.
Les énergies renouvelables couvraient déjà 98,8 % de la production en 2024, reflétant un système dans lequel la croissance incrémentale dépend davantage des ajouts de capacité que de la substitution de combustibles. Les réservoirs hydroélectriques continuent de constituer le cœur de la fiabilité, tandis que 1,5 GW de nouvelles éoliennes offshore issues de l'attribution de Sørlige Nordsjø II et des appels d'offres ultérieurs élargiront la marge d'exportation de la Norvège via les câbles HVDC North Sea Link et NordLink. L'électrification des plateformes pétrolières, l'adoption rapide des véhicules électriques et le développement des centres de données hyperscale transforment l'électricité bas carbone en un intrant de production stratégique, faisant progresser la demande industrielle et commerciale à un rythme annuel de 6,8 %. Le plan de renforcement du réseau de Statnett de 40 milliards de NOK (3,8 milliards d'USD) et la réponse à la demande activée par les systèmes de comptage avancé (AMS) atténuent les tensions aux heures de pointe, sans toutefois éliminer totalement les risques de congestion lorsque l'hydrologie se resserre. Dans l'ensemble, le marché de l'énergie en Norvège se distingue désormais moins par le coût du combustible que par la flexibilité, l'arbitrage transfrontalier et l'innovation derrière le compteur.[1]Statkraft, « Rapport annuel 2025 », statkraft.com
Principaux enseignements du rapport
- Par source d'énergie, les énergies renouvelables ont conservé 98,65 % de la part de marché de l'énergie en Norvège en 2025, et leur progression devrait s'établir à un TCAC de 3,42 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, les services publics représentaient 68,90 % de la taille du marché de l'énergie en Norvège en 2025, tandis que les acheteurs commerciaux et industriels devraient croître à un TCAC de 6,52 % jusqu'en 2031, reflétant l'électrification soutenue des centres de données, des installations de production d'hydrogène et des charges de plateformes.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Norvège
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | (~) % d'impact sur la prévision de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel |
|---|---|---|---|
| Objectifs climatiques et d'énergies renouvelables pour 2030 | +0.7% | National, clusters éoliens offshore en mer du Nord | Long terme (≥ 4 ans) |
| Octroi de licences éoliennes offshore sur le plateau continental norvégien | +0.6% | Sørlige Nordsjø II, Utsira Nord, chantiers navals côtiers | Moyen terme (2-4 ans) |
| Électrification des plateformes pétrolières et gazières et des transports | +0.5% | Plateformes en mer du Nord, corridors urbains de véhicules électriques | Moyen terme (2-4 ans) |
| Déploiement du comptage avancé et de la réponse à la demande | +0.3% | Réseaux de distribution nationaux | Court terme (≤ 2 ans) |
| Croissance des centres de données verts à forte intensité énergétique | +0.4% | Corridor Oslo–Stavanger | Moyen terme (2-4 ans) |
| Nouveaux interconnecteurs HVDC transfrontaliers | +0.5% | Zones d'appel d'offres méridionales reliées au Royaume-Uni et à l'Allemagne | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Objectifs climatiques et d'énergies renouvelables pour 2030
L'engagement de la Norvège à réduire ses émissions globales de 55 % par rapport aux niveaux de 1990 d'ici 2030 oblige les services publics et l'industrie lourde à intégrer une offre supplémentaire zéro carbone, même si le parc existant est déjà propre.[2]Ministère norvégien de l'Énergie, « Livre blanc sur l'énergie 2025 », regjeringen.no Les dotations budgétaires de 3,5 milliards de NOK (330 millions d'USD) pour les modernisations de réseau en 2024 accélèrent le renforcement des câbles sous-marins, en particulier là où convergent l'hydroélectricité, l'éolien offshore et les charges industrielles. Les ambitions affichées de 30 GW d'éolien offshore d'ici 2040 ancrent la planification des investissements à long cycle, offrant aux fabricants de turbines et aux chantiers navals une visibilité sur des commandes de plusieurs gigawatts. La taxonomie européenne et la directive sur la performance énergétique des bâtiments exercent une pression commerciale supplémentaire, faisant du respect des règles climatiques un qualificatif de revenu pour les entreprises orientées vers l'exportation. Ensemble, ces mesures élèvent la croissance de référence du marché de l'énergie en Norvège en tirant l'électrification vers les secteurs difficiles à décarboner et en stimulant la demande de services d'équilibrage.
Octroi de licences éoliennes offshore sur le plateau continental norvégien
L'appel d'offres de Sørlige Nordsjø II de novembre 2024 a attribué 1,5 GW à 1,15 NOK par kWh (0,11 USD par kWh), prouvant que les parcs à fondations fixes peuvent se dégager du marché sans subventions lorsque les échanges transfrontaliers soutiennent les revenus via le North Sea Link. L'appétit des investisseurs s'est réorienté vers les sites en eaux peu profondes qui offrent des rendements à court terme, tandis que les projets flottants à Utsira Nord attendent une étude d'impact environnemental approfondie. Les 88 MW de Hywind Tampen d'Equinor démontrent les synergies offshore avec les plateformes pétrolières, mais une montée en puissance supplémentaire nécessite un calendrier d'octroi de licences prévisible. La Direction norvégienne des ressources en eau et de l'énergie élabore un cadre consolidé d'évaluation d'impact afin de ramener le cycle d'autorisation à 24 mois, dans le but de soutenir l'élan à mesure que le marché de l'énergie en Norvège se diversifie au-delà de l'hydroélectricité.
Électrification des plateformes pétrolières et gazières et des transports
Les liaisons d'alimentation à quai alimentent désormais 88 MW vers Johan Sverdrup, éliminant 200 000 t de CO₂ par an que les turbines à gaz émettaient.[3]Equinor, « Fiche technique Hywind Tampen », equinor.com Des modernisations similaires prévues pour Troll et Oseberg tireront 250 MW supplémentaires d'ici 2028, créant une charge de base continue sur les réseaux côtiers. À terre, la pénétration des véhicules électriques à batterie a dépassé 90 % des nouvelles ventes de voitures en 2024, et les opérateurs de ferrys de fjord passent à des navires entièrement électriques pour répondre aux règles zéro émission. Ces charges simultanées remodèlent les courbes de demande quotidiennes, la recharge des véhicules électriques en soirée et les départs de ferrys en milieu de journée amplifiant le risque de pointe. Le plan de transmission de 40 milliards de NOK (3,8 milliards d'USD) de Statnett cible 1,5 GW de nouvelle capacité de transfert sud-nord, mais les congestions de postes électriques persisteront au moins jusqu'en 2027. La poussée d'électrification augmente donc à la fois le volume et la volatilité sur le marché de l'énergie en Norvège, récompensant les actifs flexibles et la tarification dynamique.
Déploiement du comptage avancé et de la réponse à la demande
La Norvège a achevé l'installation de 3,7 millions d'unités AMS début 2024, activant le règlement horaire pour presque chaque foyer. Les tarifs à heures variables offrent déjà des réductions de 40 % en dehors des heures de pointe, et des programmes pilotes à Oslo et Bergen ont permis une réduction de 12 % des pics du soir sans batteries. À partir de 2026, des tarifs locatifs intégreront les coûts marginaux de congestion, incitant les prosommateurs à installer des panneaux solaires en toiture et déplaçant les processus industriels par lots vers des fenêtres à bas prix. Les données riches des compteurs permettent aux opérateurs de distribution de reporter les modernisations physiques en s'appuyant sur le délestage de charge numérique, un modèle qui devrait permettre d'économiser 1,2 milliard de NOK (113 millions d'USD) à Oslo seul. Par conséquent, le marché de l'énergie en Norvège développe une architecture à deux couches dans laquelle des données granulaires et des signaux de prix complètent les renforcements matériels.
Analyse de l'impact des contraintes*
| Contrainte | (~) % d'impact sur la prévision de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel |
|---|---|---|---|
| Goulots d'étranglement du réseau et procédures d'autorisation longues | -0.4% | Corridor de demande Oslo–Stavanger | Moyen terme (2-4 ans) |
| Opposition locale aux installations éoliennes terrestres | -0.2% | Régions de Trøndelag et territoires Sami | Long terme (≥ 4 ans) |
| Variabilité hydrologique affectant la fiabilité hydroélectrique | -0.3% | Réservoirs nationaux, situation aiguë dans le sud | Court terme (≤ 2 ans) |
| Cannibalisation des prix de gros pour les nouvelles énergies renouvelables | -0.2% | Zones d'appel d'offres méridionales, nœuds d'interconnecteurs | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Goulots d'étranglement du réseau et procédures d'autorisation longues
Des écarts de prix de 0,80 NOK par kWh entre les zones d'appel d'offres nord et sud de la Norvège en janvier 2024 ont mis en évidence la façon dont les retards de transmission amoindrissent la pleine valeur de l'hydroélectricité abondante. Statnett recense 15 corridors critiques nécessitant des modernisations, mais les études environnementales et les recours municipaux prolongent les approbations de lignes aériennes à près d'une décennie. La reconstruction de la ligne 420 kV Sima–Samnanger, essentielle pour raccorder la production de Sørlige Nordsjø II, a été retardée de trois ans après que des propriétaires fonciers ont contesté le tracé. Tant que ces lignes ne seront pas réalisées, les grandes charges telles que les centres de données devront attendre leur connexion ou s'implanter dans des zones moins congestionnées, ralentissant l'électrification industrielle et réduisant le taux de croissance du marché de l'énergie en Norvège.
Opposition locale aux installations éoliennes terrestres
Des groupes Sami autochtones et des municipalités rurales ont bloqué plusieurs demandes de parcs éoliens en 2024, invoquant des perturbations des routes de pâturage et des impacts visuels.[4]Cour suprême de Norvège, « Arrêt dans l'affaire Fosen 2024 », supremecourt.no Le complexe éolien de Fosen de 1,06 GW a été contraint de déplacer des turbines, retardant la pleine production et érodant la confiance des investisseurs. Les droits de veto municipaux transfèrent effectivement le pouvoir d'autorisation aux conseils locaux, poussant les promoteurs à détourner les capitaux vers des projets offshore qui évitent les litiges d'utilisation des terres mais affichent des coûts unitaires plus élevés. Si les réformes de l'octroi de licences ne rationalisent pas les consultations communautaires, les constructions terrestres pourraient manquer les objectifs de 2030 jusqu'à 3 GW, limitant la diversité des apports renouvelables sur le marché de l'énergie en Norvège.
*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.
Analyse des segments
Par source d'énergie : l'hydroélectricité comme ancre, l'éolien offshore comme levier de croissance
L'hydroélectricité représentait 87,9 % de la capacité et 98,65 % de la production en 2025, ancrant la fiabilité et conférant à la Norvège l'intensité d'émissions du réseau la plus faible d'Europe. Le TCAC prévisionnel de 3,42 % du segment reflète des gains progressifs issus de projets de prolongation de durée de vie, de modernisation des turbines et d'éventuelles hausses du niveau des réservoirs, plutôt que de barrages en site vierge. L'éolien offshore devrait ajouter 3 à 4 GW d'ici 2030, la seule attribution de Sørlige Nordsjø II se traduisant par environ 6 TWh de production annuelle. La taille du marché de l'énergie en Norvège attribuée à l'éolien offshore devrait dépasser 2,14 milliards d'USD d'ici 2031, représentant une part croissante, mais encore minoritaire, du chiffre d'affaires total. Le photovoltaïque solaire demeure limité, mais la baisse des prix des modules et les incitations tarifaires locatifs pourraient stimuler les installations en toiture résidentielles et commerciales dans les municipalités du sud. La capacité thermique de 1,2 GW, composée de turbines à gaz de pointe, de cogénération de chaleur et d'électricité pour le chauffage urbain, et d'unités de valorisation énergétique des déchets, offre une réserve lors des vagues de froid extrêmes lorsque les apports hydrauliques chutent. Les unités de biomasse et de valorisation des déchets à Oslo et Bergen fournissent à la fois de l'électricité et de la chaleur, renforçant les atouts en matière d'économie circulaire. Dans l'ensemble, le portefeuille évolue d'une domination par une source unique vers un tandem hydro-éolien qui équilibre la variance saisonnière et diurne pour le marché de l'énergie en Norvège.
Le sous-ensemble émergent de l'éolien offshore affiche la plus forte dynamique de croissance, progressant à environ 5,74 % par an contre une base plus faible pour l'hydroélectricité. Alors que l'hydroélectricité continue de fournir l'inertie et les services auxiliaires, les parcs flottants comme Utsira Nord élargiront à terme l'empreinte géographique de la production. Les opérateurs explorent des conceptions hybrides qui associent des turbines flottantes à des modules de batteries, permettant aux sites offshore d'exporter des blocs d'énergie ferme lorsque les écarts sur les interconnecteurs sont les plus attractifs. Par conséquent, la part de marché des énergies renouvelables non hydroélectriques sur le marché de l'énergie en Norvège est appelée à augmenter progressivement, offrant une diversité de portefeuille et une flexibilité d'arbitrage à l'exportation que l'hydroélectricité seule ne peut atteindre.
Par utilisateur final : les services publics dominent, l'industrie s'électrifie
Les services publics ont conservé 68,90 % du soutage total en 2025, reflétant la propriété historique des actifs de production municipaux et de réseau. Néanmoins, la consommation commerciale et industrielle devrait s'étendre à un TCAC de 6,52 % jusqu'en 2031, dépassant la croissance de 1,42 % attendue pour les charges résidentielles. La taille du marché de l'énergie en Norvège directement liée aux centres de données, aux électrolyseurs et aux usines de batteries pourrait dépasser 3,18 milliards d'USD d'ici la fin de la décennie, portée par des contrats d'achat d'énergie à long terme de 10 à 20 ans qui garantissent les atouts zéro carbone essentiels à la compétitivité à l'exportation. L'accord de 500 GWh par an de Microsoft avec Statkraft illustre le passage d'une acceptation passive des tarifs à un approvisionnement stratégique en matière première. Les agrégateurs regroupent des dépôts de recharge de véhicules électriques, des bâtiments municipaux et de petits fabricants en pools flexibles qui proposent une charge négative sur Nord Pool, monétisant les fluctuations de prix et réduisant le stress du réseau. Par conséquent, la domination des services publics se réduira à mesure que l'auto-approvisionnement industriel et les microréseaux élargiront leur part sur le marché de l'énergie en Norvège.
L'électrification industrielle joue également le rôle de ressource d'équilibrage. Les électrolyseurs montent en charge lorsque les prix au comptant deviennent négatifs, absorbant l'excédent d'éolien et d'hydroélectricité et vendant de l'hydrogène aux producteurs d'ammoniac ou aux opérateurs de ferrys à pile à combustible. Cette interaction bidirectionnelle estompe la frontière entre production et charge, intégrant les actifs côté demande en tant que turbines de pointe virtuelles. Parallèlement, les ménages équipés de panneaux solaires en toiture, de batteries de 10 kWh et d'applications connectées aux AMS peuvent moduler leur consommation, bien que leur contribution agrégée au marché de l'énergie en Norvège reste modeste par rapport aux charges de pointe industrielles. Dans l'ensemble, la segmentation des utilisateurs finaux évolue d'une hiérarchie dirigée par les services publics vers un écosystème multi-acteurs dans lequel la demande industrielle flexible ancre le prochain chapitre de croissance.
Analyse géographique
Le sud de la Norvège, qui abrite Oslo, Stavanger et Kristiansand, concentre environ 54,60 % de la consommation nationale d'électricité et fait face aux contraintes de réseau les plus sévères. La modernisation de la ligne 420 kV Sima–Samnanger de Statnett, budgétisée à 12 milliards de NOK (1,1 milliard d'USD), augmentera la capacité de transfert nord-sud de 1,5 GW d'ici 2029, atténuant les écarts de prix qui ont atteint 0,80 NOK par kWh en janvier 2024. La production éolienne offshore de Sørlige Nordsjø II sera raccordée dans cette zone, augmentant la taille du marché de l'énergie en Norvège associée aux provinces côtières une fois que les 1,5 GW seront mis en service. Néanmoins, les coûts d'opportunité pondérés à l'exportation maintiennent une volatilité des prix au comptant lorsque la pénurie de gaz allemande fait monter les références continentales.
Les régions centrales et septentrionales possèdent l'essentiel du potentiel hydroélectrique inexploité et des terres pour l'éolien terrestre, mais la faible densité de population signifie que l'excédent transite souvent vers le sud via des corridors congestionnés. Le marché de l'énergie en Norvège bénéficie de cet excédent lors des années humides, mais les goulots d'étranglement de la transmission peuvent limiter jusqu'à 2 TWh par an. Les districts d'élevage de rennes Sami en Finnmark et Trøndelag imposent des exigences strictes en matière d'acceptation sociale pour les projets éoliens, limitant les ajouts de capacité locaux. Cependant, des consortiums de centres de données en site vierge prospectent Tromsø et Bodø pour leur efficacité en climat froid, un développement qui pourrait localiser la demande et aplanir la divergence des prix une fois que des charges industrielles inférieures à 250 MW seront opérationnelles.
Les dynamiques transfrontalières ajoutent une troisième dimension géographique. Le North Sea Link, NordLink et le câble danois prévu positionnent la Norvège comme agent d'équilibrage pour le Royaume-Uni et l'Europe continentale. Les volumes d'exportation peuvent dépasser 25 % de la production nationale lors des étés humides, soutenant des flux de revenus qui financent l'expansion du réseau. Pourtant, ces mêmes câbles permettent les importations lorsque les réservoirs hydroélectriques baissent, soulignant à quel point le marché de l'énergie en Norvège est désormais structurellement imbriqué dans les équilibres offre-demande d'électricité en Europe. Les débats réglementaires sur les plafonds d'exportation hivernaux illustrent que les considérations géographiques englobent désormais à la fois les zones d'appel d'offres nationales et le bassin de la mer du Nord au sens large.
Paysage réglementaire
La régulation du secteur électrique norvégien est principalement fixée par la loi sur l'énergie (Energiloven, loi n° 50 du 29 juin 1990), le ministère de l'Énergie définissant la politique et publiant les réglementations. L'autorité de régulation de l'énergie norvégienne (RME), rattachée à la NVE, agit en tant que régulateur national indépendant du marché de l'électricité et applique une régulation économique aux sociétés de réseau, comprenant un modèle de plafonnement des revenus fondé sur des mécanismes incitatifs et des éléments d'analyse comparative pour la distribution et le transport (Statnett).
Les récents changements réglementaires se sont concentrés sur l'accélération de la réalisation des projets et la clarification des responsabilités en matière de raccordement. Les modifications réglementaires entrées en vigueur le 1er janvier 2025 ont priorisé les projets matures dans les zones à contraintes de réseau afin d'améliorer la rapidité et la prévisibilité pour les promoteurs. À compter du 1er janvier 2026, les dispositions issues de la loi du 20 juin 2025 (modifiant la loi sur l'énergie) sont entrées en vigueur, ajoutant des obligations pour les concessionnaires de zone concernant le raccordement au réseau pour une production allant jusqu'à 22 kV inclus, tandis qu'un travail législatif distinct dans le Prop. 49 L (2025-2026) comprend des propositions liées aux raccordements prioritaires au réseau pour les projets liés à des intérêts de sécurité nationale.
Paysage concurrentiel
Le marché de l'énergie en Norvège est modérément concentré. Statkraft exploite plus de 360 centrales hydroélectriques totalisant 19 GW, ce qui en fait le plus grand producteur d'énergie renouvelable d'Europe et lui confère une flexibilité de répartition inégalée dans la région. Equinor tire parti de décennies d'ingénierie offshore pour se repositionner dans l'éolien, possédant le parc flottant Hywind Tampen de 88 MW et co-remportant Sørlige Nordsjø II. Les services publics régionaux tels que Hafslund, Agder Energi, BKK et Lyse contrôlent les réseaux de distribution locaux et les portefeuilles de vente au détail, mais s'intègrent verticalement dans la recharge des véhicules électriques et l'analytique des réseaux intelligents pour défendre leurs marges à mesure que les écarts sur les prix de gros se réduisent.
Les fournisseurs de technologie, notamment Siemens Energy, ABB Norge et Nexans, créent de la valeur grâce au déploiement de jumeaux numériques, aux plateformes de convertisseurs HVDC et à la fourniture de câbles sous-marins 525 kV pour les projets d'interconnecteurs. Le plan d'investissement de 40 milliards de NOK de Statnett jusqu'en 2030 représente un pipeline prévisible pour les contractants EPC et les consultants environnementaux habitués aux normes d'autorisation strictes de la Norvège. Pendant ce temps, des agrégateurs soutenus par des fonds de capital-risque regroupent des parcs résidentiels de systèmes solaires et de batteries en centrales électriques virtuelles qui perçoivent des frais de services auxiliaires, grignotant les lignes de revenus historiquement réservées aux producteurs établis.
L'intensité concurrentielle pourrait augmenter à mesure que des services publics étrangers lorgnent sur les zones éoliennes offshore, mais la connaissance spécifique des actifs liée à l'hydrologie des fjords, aux autorisations locales et aux fenêtres météorologiques de la mer du Nord favorise encore les acteurs nationaux établis. Equinor et Statkraft ont signé un accord de coopération en 2024 pour explorer des offres conjointes sur des projets flottants, signalant une alliance préemptive pour maintenir le capital étranger en position minoritaire. Dans le même temps, les acheteurs industriels deviennent des faiseurs de marché en souscrivant des contrats d'achat d'énergie pluriannuels, déplaçant subtilement le pouvoir de négociation au détriment des producteurs. Ainsi, le marché de l'énergie en Norvège évolue d'une domination côté offre vers un paysage plus transactionnel, médiatisé par des contrats à long terme et des plateformes de flexibilité numérique.
Leaders du secteur de l'énergie en Norvège
Statkraft AS
Agder Energi SA
Equinor ASA
Hafslund Eco
BKK (Bergen Kraft)
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
Le réinvestissement et la modernisation de l'hydroélectricité constituent un axe majeur pour les ajouts de capacité et la flexibilité dans un système déjà dominé par les énergies renouvelables, en particulier lorsque les mises à niveau transforment les actifs fluviaux et de réservoir existants en une capacité plus performante et plus facilement pilotable. Ce cycle est visible dans le pipeline d'octroi de licences et d'approvisionnement, notamment la demande de licence déposée par Statkraft en juin 2026 auprès de la NVE pour une nouvelle centrale hydroélectrique Mar de 520 MW à Rjukan, remplaçant une installation existante de 180 MW (avec un cadre d'investissement mentionné à 9 milliards de NOK). Hafslund a également demandé une concession en avril 2026 pour une nouvelle centrale hydroélectrique de 610 MW à Aurland, tandis que Hydro a débuté la construction de la centrale de pompage-turbinage d'Illvatn en novembre 2025, avec un investissement net de 1,2 milliard de NOK. Du côté des fournisseurs, des projets tels que la centrale hydroélectrique Tussa II de 150 MW, pour laquelle Aker Solutions a obtenu un contrat d'équipement électromécanique en juin 2026, élargissent la demande pour les ensembles turbine-générateur, l'électrification des installations et les systèmes de contrôle.
Du côté de la demande, les contrats à long terme et les programmes de couplage sectoriel créent des débouchés finançables et de nouveaux cas d'usage pour la flexibilité. Les contrats d'électricité à long terme conclus par Statkraft en avril 2026 avec Hydro (12,3 TWh sur la période 2029-2038) et l'accord de sept ans conclu en juin 2026 avec Elkem pour 1 534 GWh (2031-2037) montrent que des acheteurs industriels garantissent l'approvisionnement pour gérer leur exposition aux prix de l'électricité et leurs engagements en matière d'émissions, ce qui soutient un réinvestissement supplémentaire dans la production et les capacités de réseau norvégiennes. Des initiatives publiques dans le domaine de l'hydrogène, telles que le projet NORHyWAY de SINTEF (2026-2031), ainsi que les ambitions norvégiennes en matière d'éolien offshore, notamment l'objectif d'allocation de zones de 30 GW d'ici 2040 mentionné dans la planification nationale, élargissent également les zones d'opportunité pour le renforcement du réseau, les services d'équilibrage et les solutions hybrides reliant les énergies renouvelables variables, les électrolyseurs et les tarifs sensibles à la congestion dans des modèles économiques bancables.
Développements récents du secteur
- Juin 2026 : Statkraft a soumis une demande de licence à la NVE pour une nouvelle centrale hydroélectrique Mar à Rjukan, dans la municipalité de Tinn, proposant de remplacer l'installation existante de 180 MW par une nouvelle centrale pouvant atteindre 520 MW. La demande fait progresser un candidat majeur à la modernisation hydroélectrique dans le processus d'autorisation et renforce le rôle de la réhabilitation des sites hydroélectriques existants dans l'ajout de capacité et de flexibilité sans construction de nouveaux barrages.
- Avril 2026 : Statkraft a signé deux contrats d'électricité à long terme avec Hydro Energi totalisant 12,3 TWh sur 10 ans (2029-2038). Ces accords illustrent la manière dont les grands acheteurs industriels en Norvège utilisent des approvisionnements pluriannuels pour stabiliser leurs coûts d'électricité et sécuriser un approvisionnement bas carbone, renforçant le lien entre réinvestissement dans la production et électrification industrielle.
- Janvier 2024 : Statkraft a annoncé des projets d'investissement pouvant atteindre 6 milliards d'EUR en Norvège dans la modernisation hydroélectrique, la réhabilitation des barrages et de nouveaux projets éoliens terrestres. L'ampleur du programme signale un pipeline de dépenses d'investissement pluriannuel pour la rénovation, la prolongation de la durée de vie et des ajouts de capacité sélectifs qui soutiennent la fiabilité du système à mesure que les échanges transfrontaliers et les nouvelles charges électrifiées se développent.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Pour cette étude, le marché de l'électricité en Norvège est défini comme la capacité de production d'électricité installée du pays, mesurée en gigawatts, sur l'ensemble des sources de production raccordées au réseau et exploitées en Norvège.
Exclusions de périmètre : la capacité installée hors des frontières norvégiennes et les volumes de pur négoce d'électricité qui n'ajoutent pas de capacité de production ne sont pas comptabilisés.
Aperçu de la segmentation
- Par source d'énergie
- Thermique (charbon, gaz naturel, pétrole et diesel)
- Nucléaire
- Énergies renouvelables (solaire, éolien, hydroélectrique, géothermique, biomasse & déchets, marémotrice)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Commercial et industriel
- Résidentiel
- Par niveau de tension de transport et distribution (analyse qualitative uniquement)
- Transport à haute tension (supérieure à 230 kV)
- Sous-transmission (69 à 161 kV)
- Distribution à moyenne tension (13,2 à 34,5 kV)
- Distribution à basse tension (jusqu'à 1 kV)
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a été utilisée pour établir la base factuelle du parc de production norvégien et le contexte politique et réseau qui façonne les ajouts et les retraits. Nous nous sommes principalement appuyés sur des statistiques énergétiques publiques et des rapports systémiques, tels que les publications de la Direction norvégienne des ressources en eau et de l'énergie, de Statistics Norway et du gestionnaire national du réseau de transport, qui fournissent des séries chronologiques sur la capacité, la production et la demande.
Afin d'éviter de construire le modèle sur une seule source, la phase documentaire a également examiné des sources telles que l'Agence internationale de l'énergie, Eurostat et une sélection de revues énergétiques à comité de lecture pour les fourchettes de coûts et de performance des technologies. Les rapports annuels d'entreprises, les présentations aux investisseurs et la presse réputée ont ensuite été utilisés pour recouper les calendriers de mise en service et l'état des projets, et un abonnement payant pour les données financières d'entreprises et le renseignement sur les brevets a été utilisé de manière sélective pour valider les changements de propriété et l'activité technologique. Ces exemples sont donnés à titre illustratif uniquement, et d'autres sources publiques ont également été utilisées pour la collecte de données, la validation et la clarification de la recherche.
Entretiens et enquêtes primaires
Nous nous entretenons avec des producteurs d'électricité, des participants au réseau, des compagnies d'électricité, des utilisateurs industriels, des régulateurs, des développeurs et des négociants actifs en Norvège. Les entretiens et enquêtes testent les ajouts, les retards de mise en service, les mises hors service, le taux d'utilisation, les coûts technologiques et la demande d'électrification, comblant les lacunes dans les données publiques sur les projets. Nous comparons ces points de vue avec les données secondaires et recontactons les experts lorsqu'une hypothèse importante ne se réconcilie pas.
Répartition des répondants aux travaux de recherche primaire sur le terrain
| Type d'entreprise | Poste du répondant |
|---|---|
| Premier rang : 26 % | Dirigeants (CXO) : 18 % |
| Rang intermédiaire : 49 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 32 % |
| Acteurs plus petits : 25 % | Managers : 50 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
Le dimensionnement a été construit en reconstituant le parc de capacité installée nationale à partir des totaux de centrales et de technologies rapportés publiquement, puis en l'alignant sur la période d'étude, selon une approche descendante ancrée dans les séries officielles de capacité. Pour garantir le réalisme des totaux, les chiffres ont été corroborés par des approximations ascendantes sélectives, où les ajouts ont été vérifiés à l'aide d'un regroupement de projets échantillonnés et de la capacité nominale attendue par technologie, avant l'ajustement des totaux finaux.
En pratique, plusieurs indicateurs de marché ont guidé les intrants du modèle, tels que les volumes annuels de mise en service et de mise hors service, la disponibilité du raccordement au réseau et le risque d'écrêtement, les effets des perspectives des réservoirs et de l'hydrologie sur les décisions de construction hydroélectrique, la maturité du pipeline de projets éoliens offshore et onshore, ainsi que les signaux politiques influençant le calendrier des investissements. Lorsque le statut d'un projet était incertain, des hypothèses de calendrier prudentes ont d'abord été appliquées, puis retestées lors d'entretiens avec des experts afin d'éviter que les lacunes ne gonflent la courbe prévisionnelle.
Pour les prévisions, une analyse de scénarios a été utilisée, car les perspectives de capacité de la Norvège sont sensibles aux résultats des autorisations, au rythme de renforcement du réseau et aux cycles de construction spécifiques à chaque technologie. Les hypothèses ont été actualisées à l'aide de fourchettes consensuelles recueillies lors des entretiens, puis les pondérations des scénarios ont été révisées afin que la prévision centrale reste explicable et reproductible.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats sont vérifiés selon plusieurs étapes afin que la série finale soit cohérente avec les signaux du monde réel. Nous comparons la trajectoire de capacité modélisée à des indicateurs indépendants tels que les dates de mise en service annoncées, les déclarations de raccordement au réseau et les écarts officiels de capacité d'une année sur l'autre, puis nous examinons toute valeur aberrante avant validation finale.
Un second examen par un analyste est réalisé afin de confirmer que les définitions ont été appliquées de manière cohérente entre les technologies et les années, après quoi les hypothèses clés font l'objet de nouveaux contacts lorsque des écarts importants apparaissent ou lorsque de nouveaux projets modifient sensiblement les perspectives. Les rapports sont actualisés chaque année, avec des mises à jour intermédiaires en cas de changements politiques majeurs, d'approbations de grands projets ou d'arrêts imprévus. Avant la livraison, un analyste effectue une nouvelle relecture afin que les clients reçoivent la vision la plus récente.
Taille du marché de l'électricité en Norvège selon Mordor Intelligence comparée à d'autres estimations publiées
Les estimations publiées pour le marché de l'électricité en Norvège ne concordent souvent pas, car le mot marché peut désigner soit la capacité installée en gigawatts, soit une mesure de valeur en USD, et l'année utilisée comme point de départ modifie également le résultat. Des différences apparaissent également lorsqu'un éditeur comptabilise l'activité de négoce et de vente au détail d'électricité, tandis qu'un autre s'en tient aux actifs physiques de production.
Le tableau met en évidence une nette divergence dans la base de mesure, la référence étant exprimée en gigawatts, tandis que les autres chiffres sont exprimés en USD. Dans le modèle de Mordor Intelligence, le marché est traité comme la capacité de production installée située en Norvège, de sorte que les cycles de prix de l'électricité et les variations des revenus de détail ne sont pas utilisés pour dimensionner le marché.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 41,70 milliards d'USD (2025) | |
| Cabinet de conseil mondial A | 20,83 milliards d'USD (2023) | Utilise une définition du marché fondée sur la valeur, liée aux revenus sectoriels et aux hypothèses de tarification, susceptible d'évoluer fortement avec les prix de l'électricité et ne correspondant pas directement à la croissance de la capacité installée. |
| Éditeur sectoriel B | 21,00 milliards d'USD (2024) | Semble regrouper une activité plus large du secteur de l'électricité (y compris les dynamiques de gros et de détail ainsi que les programmes politiques), ce qui augmente la valeur adressable au-delà d'une vision fondée uniquement sur la capacité. |
Lorsque l'unité et le périmètre sont alignés, l'écart devient plus facile à interpréter, car chaque chiffre répond à une question différente. En maintenant le dimensionnement lié aux ajouts et retraits de capacité, puis en validant les hypothèses de calendrier par des entretiens, la référence reste traçable à l'activité physique de construction plutôt qu'aux variations de revenus liées aux prix.
Questions clés auxquelles répond le rapport
Quelle est la taille du marché de l'énergie en Norvège en 2026 ?
La taille du marché de l'énergie en Norvège s'établit à environ 43,01 GW en 2026, en ligne avec le TCAC de 3,12 % qui pointe vers 50,18 GW d'ici 2031.
Quelle part de la production norvégienne provient des énergies renouvelables ?
Les énergies renouvelables couvraient 94,8 % de l'approvisionnement en 2024, portées par l'hydroélectricité et les ajouts d'éolien offshore en expansion, prévus pour augmenter la production renouvelable totale de 6 TWh supplémentaires par an après 2028.
Quel segment connaît la croissance la plus rapide de la demande en électricité ?
Les acheteurs commerciaux et industriels, notamment les centres de données et les usines de production d'hydrogène, devraient croître à 6,52 % par an, dépassant à la fois les services publics et les charges résidentielles.
Comment la Norvège gère-t-elle la volatilité des prix liée aux échanges transfrontaliers ?
Les liaisons HVDC permettent des exportations excédentaires mais importent également de l'énergie à prix élevé lors des périodes de sécheresse ; Statnett équilibre le risque grâce à la gestion des réservoirs, aux tarifs dynamiques et à un plan de modernisation du réseau de 40 milliards de NOK.
Quel rôle joue l'éolien offshore dans l'approvisionnement futur ?
Au moins 1,5 GW issus de Sørlige Nordsjø II et des licences supplémentaires pourraient porter la capacité éolienne offshore à 3 à 4 GW d'ici 2030, ajoutant de la diversité et de la flexibilité à l'exportation au mix de production.
Quelles sont les principales entreprises de production d'énergie en Norvège ?
Statkraft est en tête avec 19 GW d'énergies renouvelables, suivi par le portefeuille éolien offshore croissant d'Equinor et des services publics régionaux tels que Hafslund, Agder Energi et BKK qui exploitent les réseaux locaux et les filiales de vente au détail.
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