Taille et part du marché des énergies renouvelables en Norvège - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ

Aperçu et indicateurs clés de Marché des énergies renouvelables en Norvège Marché

Période d'étude	2021 - 2031
Période de Données Prévisionnelles	2026 - 2031
Taille du marché de l'année de base (2025)	41.28 gigawatt
Volume du Marché (2026)	42.72 gigawatt
Volume du Marché (2031)	50.74 gigawatt
Taux de croissance (2026 - 2031)	3.50 %
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.

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Tendances et Analyses du Marché

Un réseau dominé par l'hydroélectricité limite les émissions de CO₂

Le système électrique norvégien n'a émis que 6 g de CO₂/kWh en 2024, établissant une base ultra-basse qui détourne les investissements du remplacement du charbon vers les secteurs difficiles à décarboner. Les services publics valorisent cet avantage grâce à des certificats heure par heure garantissant un approvisionnement sans carbone aux centres de données locataires. La conformité stricte au code de réseau en vertu du Règlement UE 2016/631 maintient la stabilité du système à un niveau élevé, même avec une production plus variable. La co-implantation par Equinor ASA de parcs solaires à côté des sous-stations hydroélectriques réduit les délais d'attente pour les raccordements au réseau et tire parti des transformateurs existants. Le signal plus large est que la décarbonation incrémentale dépend désormais de l'électrification des transports et de l'industrie plutôt que de nouvelles capacités d'énergies renouvelables nationales.

L'interconnecteur 50 Hertz stimule les recettes d'exportation

Les câbles NordLink de 1,4 GW et les deux câbles North Sea Link ont exporté 8,2 TWh vers l'Allemagne et le Royaume-Uni en 2024, permettant aux producteurs norvégiens de réaliser 820 millions d'euros d'arbitrage de prix.^[1] Les développeurs éoliens offshore anticipent une progression similaire, car la production de Sørlige Nordsjø II peut être absorbée pendant les heures de pointe allemandes à plus de 100 EUR/MWh, tandis que les prix locaux avoisinent zéro. Statnett SF (TSO) investira 30 milliards de NOK dans des renforcements internes qui libèrent davantage de flux nord-sud et augmentent l'utilisation des interconnecteurs. Les règles européennes exigeant 70 % de capacité transfrontalière, bien que non contraignantes pour la Norvège, accentuent la pression pour approfondir les liaisons qui ancrent le marché des énergies renouvelables en Norvège à la demande continentale.

Électrification obligatoire des centres de données (2025)

Un décret de 2025 oblige chaque nouveau centre de données à s'approvisionner à 100 % en énergies renouvelables avec un appariement en temps réel, un seuil plus strict que les propositions européennes d'efficacité existantes.^[2] Aker Horizons ASA prévoit 500 MW de capacité pour centres de données à Narvik et Mo i Rana, exploitant le refroidissement sub-arctique et les excédents hydroélectriques avoisinants. Les accords d'achat d'électricité sans carbone 24h/24 et 7j/7 de Statkraft AS se négocient avec des primes de 20 à 30 % au-dessus des contrats standard, créant des revenus bancables pour les nouvelles constructions. L'autorité de protection des données impose une divulgation mensuelle de l'origine de l'approvisionnement, renforçant la transparence. Ces règles différencient la Norvège des pays voisins que sont la Suède et la Finlande, attirant la demande des grands acteurs du numérique vers le nord et élargissant le marché des énergies renouvelables en Norvège.

Schéma d'appel d'offres pour l'éolien offshore

Les appels d'offres gouvernementaux portant sur 1,5 GW à Utsira Nord et 3 GW à Sørlige Nordsjø II seront finalisés en 2025, avec les premiers travaux d'acier attendus en 2027. Les profondeurs de 200 à 300 m d'Utsira Nord nécessitent des fondations flottantes ; Equinor ASA détient sept brevets opérationnels dans ce domaine, tirant parti de l'expérience Hywind. La plateforme WindFloat de Principle Power a obtenu un prêt de 60 millions d'euros de la Banque européenne d'investissement pour commercialiser des turbines de 15 MW à 500 m de profondeur. Dans la zone moins profonde de Sørlige Nordsjø II, Ørsted et Vattenfall ont soumis des études géophysiques marines pour des offres à fondations fixes. Les règles des appels d'offres n'incluent pas de contrats pour différence, de sorte que les développeurs doivent sécuriser des débouchés marchands ou des accords d'achat d'électricité d'entreprise, concentrant le risque mais récompensant les projets ayant accès aux interconnecteurs.

Goulets d'étranglement du réseau dans les zones de prix NO2-NO5

La congestion entre les zones sud (NO2) et nord (NO5) a entraîné des écarts de prix de 80 EUR/MWh et a rendu inutilisable la production du nord en 2024. Statnett SF (TSO) investira 30 milliards de NOK dans des mises à niveau à 420 kV, mais la première mise sous tension n'arrivera qu'en 2028. L'écrêtement réduit les facteurs de capacité des éoliennes du nord de 8 à 12 %, éroding les rendements. Les développeurs font donc face à un arbitrage spatial : des terrains coûteux proches de la demande ou des sites distants moins chers avec un risque d'écrêtement. Jusqu'à la fin du renforcement, la rentabilité des projets sur l'ensemble du marché des énergies renouvelables en Norvège dépend du soulagement des flux d'énergie nord-sud.

Conflits d'usage des terres liés à l'élevage de rennes

L'arrêt de la Cour suprême dans l'affaire Fosen a jugé que 151 turbines violaient les droits de pâturage sámes, établissant un précédent qui a bloqué 1,2 GW d'éolien terrestre.^[3] Le consentement du Parlement sáme est désormais requis, prolongeant les approbations au-delà de 1 000 jours. Statkraft AS a annulé trois projets dans le Finnmark, amortissant 180 millions de NOK de coûts irrécupérables. De nouvelles directives exigent des études d'impact ethnographique et un partage des revenus, mais les retards d'autorisation persistent. Les capitaux se tournent donc vers l'offshore, où les baux sur les fonds marins évitent les revendications foncières des populations autochtones, reconfigurant le marché des énergies renouvelables en Norvège vers l'éolien flottant.

*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

L'hydroélectricité détenait une part de 84,55 % de la taille du marché des énergies renouvelables en Norvège en 2025, ancrée par 33 GW de barrages installés et d'unités de pompage-turbinage. Cependant, les nouvelles autorisations de barrage se heurtent à des oppositions environnementales, de sorte que les modernisations de pompage-turbinage comme Illvatn dominent désormais les dépenses d'investissement hydroélectriques. L'énergie solaire devrait afficher un TCAC de 35,1 % jusqu'en 2031, les panneaux bifaciaux à Stavanger affichant des facteurs de capacité annuels de 18 % qui valident le photovoltaïque à 60° de latitude nord. L'énergie éolienne représentait environ 10 % de la capacité, mais s'accélérera une fois que 4,5 GW d'installations à Utsira Nord et Sørlige Nordsjø II entreront en service après 2028, la plupart sur des fondations flottantes. L'énergie océanique et la bioénergie représentent ensemble moins de 2 % aujourd'hui ; cependant, les subventions du programme ENERGIX maintiennent des pipelines de R&D susceptibles d'atteindre une échelle commerciale après 2030. Le mix technologique se bifurque donc : l'hydroélectricité mature assure la flexibilité, tandis que l'énergie solaire en forte croissance et l'éolien flottant stimulent les volumes supplémentaires sur le marché des énergies renouvelables en Norvège.

La part de marché des énergies renouvelables en Norvège de l'hydroélectricité s'érodera progressivement à mesure que l'éolien offshore déplacera sa portion de GW installés, mais le pompage-turbinage maintient l'hydroélectricité au cœur des missions d'équilibrage. La baisse marquée des coûts du solaire en dessous de 0,15 USD/W oriente les toitures commerciales vers l'autoproduction, bien que les tarifs de rachat au réseau restent au prix de gros. Les plateformes flottantes ouvrent des profondeurs de 200 à 400 m qui dominent le plateau continental norvégien, créant un avantage de premier entrant pour les détenteurs de brevets comme Equinor ASA et Principle Power. Les projets à fondations fixes plus près de la côte restent gagnants en coût nivelé, mais font face à des contraintes sur les fonds marins. La bioénergie reste concentrée dans les installations de valorisation énergétique des déchets comme l'installation Voss de BIR, qui convertit les déchets organiques en biométhane pour le chauffage urbain. Dans l'ensemble, la diversification du portefeuille renforce la résilience et attire des capitaux même dans un contexte de taux de croissance de marché mature.

Les services publics contrôlaient 68,90 % de la taille du marché des énergies renouvelables en Norvège en 2025, ce qui reflète la propriété étatique et les responsabilités d'équilibrage. Les clients commerciaux et industriels se développent à un TCAC de 6,68 % à mesure que les alumineries et les centres de données signent des accords d'achat d'électricité sans carbone de 10 à 15 ans. La part de marché des énergies renouvelables en Norvège détenue par les services publics diminuera progressivement si la charge des grandes entreprises du numérique s'accélère après 2025. L'accord d'achat d'électricité de 2,5 TWh/an de Norsk Hydro ASA et la charge de 500 MW prévue par Aker Horizons ASA pour ses centres de données illustrent comment les entreprises préemptent la production pour sécuriser des prix stables. La demande résidentielle ne croît que de 2 % par an, car la comptabilisation nette basée sur les prix de gros limite l'attrait du solaire en toiture.

Les accords d'achat d'électricité d'entreprise sous-tendent désormais les structures de financement des parcs éoliens flottants, réduisant l'exposition aux revenus marchands et permettant aux porteurs de projets de lever des ratios d'endettement plus élevés. Les autorités de la concurrence considèrent ces contrats comme pro-concurrentiels car ils atténuent la volatilité des prix au comptant et stimulent les nouvelles constructions. Les services publics dominent encore les services d'équilibrage et les revenus des marchés auxiliaires, mais les projets de stockage longue durée pourraient permettre aux acheteurs industriels d'internaliser la flexibilité au fil du temps. Si les mandats relatifs aux centres de données s'étendent au-delà des nouvelles installations pour couvrir les sites existants, la part commerciale et industrielle pourrait dépasser celle des services publics d'ici 2035. Le marché des énergies renouvelables en Norvège évolue ainsi vers un équilibre fondé sur les accords d'achat d'électricité d'entreprise, dans lequel les grands acheteurs façonnent les pipelines de projets.

Analyse géographique

L'hydroélectricité est concentrée le long des vallées escarpées du Vestland et du Rogaland, qui abritent ensemble 45 % de la capacité installée, tandis que les vents de la mer du Nord favorisent les zones d'éolien flottant avoisinantes. Les régions septentrionales (NO4 et NO5) accueillent 30 % de l'hydroélectricité et une grande partie des meilleures ressources éoliennes terrestres, mais les goulets d'étranglement de transmission bloquent l'énergie et créent des écarts de prix de 80 EUR/MWh par rapport au sud. Le renforcement de 30 milliards de NOK de Statnett SF (TSO) vise à augmenter le transfert nord-sud de 1,2 GW, permettant à l'excédent hydroélectrique et éolien d'atteindre les interconnecteurs continentaux. Le sud de la Norvège, principalement NO2, attire le développement solaire en raison d'un meilleur ensoleillement et de la proximité de la demande ; la toiture de 12 MW d'Equinor ASA à Stavanger a validé la viabilité du photovoltaïque à haute latitude.

Utsira Nord et Sørlige Nordsjø II sont situées au large de la côte ouest, assurant l'alignement des exportations avec la demande allemande via NordLink et les futures liaisons HVDC. En revanche, les conflits d'usage des terres sámes ont gelé 1,2 GW d'éolien terrestre dans le Finnmark et le Troms, réorientant les capitaux vers des sites offshore où les baux sur les fonds marins évitent les chevauchements autochtones. Les campus de centres de données d'Aker Horizons ASA à Narvik et Mo i Rana co-implantent la charge avec les énergies renouvelables bloquées, contournant le risque d'écrêtement et établissant un modèle pour l'implantation industrielle future. La géographie sous-tend ainsi un marché dual : les zones méridionales alimentent l'Europe et attirent l'éolien offshore, les zones septentrionales courtisent les charges sur site pour valoriser l'excédent d'énergie.

Le marché des énergies renouvelables en Norvège restera spatialement divisé jusqu'à la mise sous tension du réseau dorsal NO2-NO5 en 2028. Après cela, les réservoirs hydroélectriques du nord devraient fournir de manière flexible les pics continentaux, tandis que l'éolien flottant du sud exportera des volumes premium. L'énergie solaire, bien que relativement modeste en termes absolus, se concentrera à proximité des centres de demande urbaine où les toitures réduisent les frictions d'occupation des sols. Les politiques régionales spécifiques, les droits des populations autochtones et la capacité des câbles façonnent donc la mosaïque géographique de la croissance.

Paysage réglementaire

La Norvège réglemente l'énergie renouvelable par l'intermédiaire du ministère de l'Énergie, l'accès au marché, l'octroi de licences et le raccordement au réseau étant encadrés par la loi sur l'énergie (loi n° 50 de 1990), et le développement en mer étant régi par la loi sur l'énergie offshore (loi n° 21 de 2010) et les réglementations connexes sur l'énergie offshore. L'exploitation du système et les exigences de raccordement sont façonnées par des codes de réseau alignés sur le règlement UE 2016/631, ce qui contribue à maintenir la stabilité à mesure que la production variable et les interconnexions se développent.

Les récentes mesures politiques renforcent la conformité pour les grands utilisateurs d'énergie et ajoutent des outils de priorisation ciblés. Le règlement sur la cartographie énergétique, entré en vigueur en octobre 2024, impose aux entreprises consommant 2,5 GWh/an ou plus de réaliser une cartographie énergétique et de soumettre un plan de mise en œuvre de mesures d'efficacité, renforçant les obligations pour les centres de données et l'industrie lourde. En juin 2026, le Parlement a adopté des amendements à la loi sur l'énergie (Lovvedtak 82 (2025-2026)) permettant au Roi de prioriser les raccordements au réseau pour certains clients en fonction des intérêts de sécurité nationale, ajoutant un élément supplémentaire à la gestion des files d'attente alors que la demande d'électrification augmente.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Les mises à niveau hydroélectriques et les ajouts de stockage par pompage constituent l'espace blanc le plus exploitable, car ils s'appuient sur des bassins versants, des réservoirs et des nœuds de réseau existants, tout en ajoutant de la flexibilité face à la surproduction saisonnière et à la volatilité des prix nordiques. Statkraft a communiqué un plan d'investissement de 80 milliards de NOK en Norvège sur les dix prochaines années, axé sur la mise à niveau et le développement hydroélectrique, et le pipeline continue de progresser dans les processus d'octroi de licences, notamment la demande de licence de Statkraft déposée en juin 2026 auprès de NVE pour une nouvelle centrale électrique Mar dans la municipalité de Tinn, conçue pour porter la capacité de 180 MW à 520 MW. Parallèlement, le volume élevé de demandes indique une file d'attente plus large de construction et de mise à niveau, NVE ayant recensé environ 730 demandes de concession en 2025.

Les achats des entreprises et de l'industrie créent également une opportunité, en particulier lorsque les contraintes de réseau génèrent des excédents localisés et des écarts entre zones de prix. Les accords d'achat d'électricité à long terme (PPA) et les mandats de correspondance en temps réel pour les nouveaux centres de données soutiennent la demande contractée, comme l'illustrent Hydro Energi AS et Statkraft, qui ont signé en avril 2026 deux accords d'achat d'électricité à long terme totalisant 12,3 TWh sur dix ans. L'éolien offshore reste une voie d'expansion importante, soutenue par l'ambition affichée du gouvernement d'allouer des zones pour 30 000 MW d'éolien offshore d'ici 2040, mais l'exécution à court terme dépend encore de la conception des enchères, du débit des permis, ainsi que de l'accès au transport et aux interconnexions.