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Norway’s Liquids Output Rebounds by Nearly 100,000 Bpd—but Still Trails 2025

By Jan-Thore Bergsagel - Sep 22, 2026

Norway’s crude oil production rose to 1.882 million barrels per day in August, exceeding the Norwegian Offshore Directorate’s forecast but remaining below the level recorded during the same month last year, preliminary figures released on Tuesday showed.

Total liquids production, including crude oil, natural gas liquids and condensate, averaged 2.073 million barrels per day. That was an increase of 97,000 barrels per day, or about 4.9%, from the 1.976 million barrels per day produced in July.

Despite the monthly recovery and stronger-than-forecast production, total liquids output was 4% lower than in August 2025. The figures therefore point to a rebound from July’s weakness rather than a return to year-on-year growth.

Crude oil production increased by 98,000 barrels per day, or 5.5%, from 1.784 million barrels per day in July. It also exceeded the Directorate’s August forecast of 1.803 million barrels per day by 79,000 barrels per day, or 4.4%.

However, crude output was still 74,000 barrels per day, or 3.8%, lower than the 1.956 million barrels per day produced in August 2025.

The improvement suggests that part of July’s production decline was temporary. Norwegian offshore output can vary considerably because of planned maintenance and operational stoppages across individual fields.

Natural gas provided a less positive surprise. August production averaged 342 million standard cubic meters per day, 6.6 million cubic meters per day below the Directorate’s forecast of 348.6 million.

Gas output declined by 9.7 million cubic meters per day from 351.7 million in July. It was nevertheless 8.2 million cubic meters per day higher than the 333.8 million recorded in August 2025.

The decline from July matters for Europe, where Norway is the largest supplier of natural gas and pipeline deliveries remain central to the regional supply balance ahead of the winter heating season.

August reversed much of July’s decline in liquids production, but the 4% year-on-year drop shows that Norway has not returned to growth. The key question is whether output continues to recover as summer maintenance ends—or slips back as decline from mature offshore fields reasserts itself.

Aker BP Makes North Sea Gas Discovery Near Duva Field

By Charles Kennedy - Sep 16, 2026

Aker BP has made a gas discovery in the Norwegian North Sea about 25 kilometers north of the Duva field, according to the Norwegian Offshore Directorate.

Preliminary estimates put recoverable resources at between 0.15 million and 2.4 million standard cubic meters of oil equivalent, equivalent to roughly 1 million to 15 million barrels of oil equivalent.

The discovery was made at the Alpehumle prospect with well 36/4-2 in production license 1153. It was the first exploration well drilled in the license, which was awarded under Norway's 2021 Awards in Predefined Areas licensing round.

The well encountered a 10-meter gas column in the Early Cretaceous Agat Formation, entirely within sandstone layers that the regulator described as having very good reservoir quality. However, the well did not establish the hydrocarbon-water contact.

A sidetrack, 36/4-2 A, was drilled to further delineate the discovery and determine the hydrocarbon-water contact. It encountered four meters of high-quality sandstone in the Agat Formation, but the reservoir at that location was water-bearing.

The results leave a wide preliminary resource range, and the license partners will now assess whether the discovery could be commercially viable and whether further appraisal drilling is warranted.

The discovery's location near existing North Sea fields could become an important factor in any future development assessment, as operators across the mature Norwegian Continental Shelf increasingly target resources that may benefit from proximity to established infrastructure.

Aker BP holds a 40% interest in production license 1153. Inpex Idemitsu owns 30%, OKEA holds 20%, and Harbour Energy owns the remaining 10%.

The Scarabeo 8 rig drilled the wells in approximately 255 meters of water. Both wells will now be permanently plugged and abandoned.

Aker BP is focused on exploration, development, and oil and gas production on the Norwegian Continental Shelf and is listed on the Oslo Stock Exchange under the ticker AKRBP.

L'appel d'offres norvégien pour l'exploration pétrolière et gazière a attiré des offres de 21 entreprises, dont Shell

Reuters •11/09/2026

Le ministère norvégien de l’Énergie a annoncé vendredi avoir reçu les candidatures de 21 sociétés pétrolières et gazières souhaitant obtenir des permis d’exploration dans le cadre de l’appel d’offres annuel du gouvernement pour les zones matures (APA).

Le nombre de sociétés a augmenté d’une unité par rapport au cycle APA de l’année dernière, Shell ayant fait son retour après avoir été absente en 2025, comme le montre la liste des candidats.

Le cycle de cette année comprendra 70 nouveaux blocs ou parties de blocs destinés à l’exploration pétrolière et gazière en mer du Nord, en mer de Norvège et en mer de Barents, a indiqué le gouvernement en mai .

Equinor , Aker BP , ConocoPhillips et TotalEnergies figuraient parmi les entreprises candidates.

“La poursuite de l’exploration et les nouvelles découvertes sont essentielles pour que la Norvège reste un fournisseur stable de pétrole et de gaz”, a déclaré le ministère de l’Énergie dans un communiqué.

Norway’s Top Oil Producers Team Up to Hunt for Major New Fields

By Charles Kennedy - Aug 24, 2026

Three of Norway’s largest oil and gas producers are joining forces to hunt for the next generation of major discoveries on the Norwegian Continental Shelf as the industry looks to offset an expected long-term decline in production.

Equinor, Aker BP and Vår Energi said Monday that they will pool exploration expertise, seismic and subsurface data, technology and drilling capacity to pursue some of the largest remaining prospects offshore Norway.

Over the next four to five years, the companies intend to mature and evaluate roughly 20 to 25 exploration opportunities, with a target of drilling around five high-impact wells each year.

The collaboration marks a shift toward sharing the cost and geological risk associated with larger, more complex prospects. While Norwegian operators have continued to make discoveries in recent years, much of that success has come from smaller deposits located close to existing platforms and pipelines.

Those discoveries remain commercially important because they can often be developed as relatively low-cost subsea tiebacks. But Equinor and its partners argue that Norway will also need larger finds capable of underpinning entirely new production hubs if it is to maintain output well into the next decade.

Some of the largest remaining prospects on the Norwegian shelf carry greater geological uncertainty and require more capital, making it increasingly difficult for individual companies to build partnerships around them. Combining their portfolios could allow the three producers to test more prospects while spreading the financial exposure.

The initiative comes as Norway seeks to extend the productive life of its mature offshore oil and gas sector. The country has become an increasingly important supplier of natural gas to Europe following the sharp reduction in Russian pipeline deliveries after 2022.

Equinor said production from the Norwegian Continental Shelf is expected to decline after 2035 unless sufficient new resources are discovered and brought into production. Major new developments would also provide additional work for Norway’s offshore services and engineering sector as activity at older fields gradually falls.

For Equinor, Aker BP and Vår Energi, the partnership does not replace near-field exploration around existing infrastructure. Instead, it adds a coordinated effort focused specifically on higher-impact prospects that could materially expand Norway’s future resource base.

The companies have not identified the individual prospects included in the program or disclosed expected exploration spending.

La Norvège forera dans l'Arctique quel que soit l'avis de l'Union Européenne selon le ministre norvégien de l'Énergie

Reuters •24/08/2026

La Norvège poursuivra le développement de ses ressources pétrolières et gazières en mer de Barents, malgré ‌le soutien de l’Union européenne à un moratoire sur les hydrocarbures arctiques, et ne se considère plus comme la "batterie verte" de l'Europe, a déclaré à Reuters le ministre norvégien de l'Énergie, Terje Aasland.

Depuis l'invasion de l'Ukraine ​par la Russie en 2022, la Norvège est devenue le premier fournisseur de gaz naturel de l'Europe, couvrant environ 30% de la demande en gaz de l'Union européenne et du Royaume-Uni.

La production gazière est restée proche de records l’an dernier, tandis que la production pétrolière a atteint son plus haut niveau depuis 2009. Les prévisions officielles indiquent toutefois une forte baisse après 2030, à moins que de nouvelles ressources ne soient découvertes ​et exploitées.

"Dans le contexte géopolitique et sécuritaire actuel, et compte tenu de la situation en matière de ressources, je pense que la poursuite des activités en mer de Barents sert à la fois les intérêts norvégiens et européens", a déclaré Terje Aasland à Reuters avant l’ouverture lundi ​à Stavanger de la conférence ONS.

L’UE soutient actuellement un moratoire sur les nouveaux forages dans l’Arctique pour des ⁠raisons environnementales, mais pourrait revoir sa position face aux préoccupations liées à la sécurité énergétique.

Le directeur général d’Equinor, Anders Opedal, a estimé que le pétrole et le gaz naturel liquéfié (GNL) provenant de ‌la mer de Barents pourraient être exportés vers d’autres marchés si l’UE refusait de les acheter.

"La seule chose qui en pâtira, en réalité, sera la sécurité européenne. Nous avons la flexibilité nécessaire", a déclaré Anders Opedal à Reuters.

LA NORVÈGE ENTEND MAINTENIR SES NIVEAUX DE PRODUCTION

Selon Terje Aasland, la Norvège entend maintenir sa production et ses exportations de ​pétrole et de gaz à des niveaux proches de ceux d’aujourd’hui jusqu’en 2035 ‌au moins, la mer de Barents jouant un rôle central.

"Si la Norvège veut rester un fournisseur à long terme de pétrole et de gaz ⁠pour l’Europe (...), alors l’Arctique doit faire partie de cette discussion", a déclaré le ministre de l’Énergie.

La Norvège a souligné que les zones de la mer de Barents ouvertes à l’exploitation pétrolière, comme celles de la mer du Nord, sont libres de glace et donc moins exposées aux marées noires et à d’autres risques environnementaux. Leur exploitation contribue aussi à préserver l’emploi et le peuplement dans le nord du pays, à la frontière russe.

Terje ⁠Aasland estime que ces arguments sont entendus ‌à Bruxelles, mais souligne que la Norvège reste souveraine dans le développement de ses ressources.

"Nous exploiterons ces zones, et il appartiendra alors à l’UE de décider si elle ⁠devra instaurer un moratoire sur l’achat de ce gaz ou de ce pétrole", a déclaré Terje Aasland.

Le pétrole arctique pourrait être vendu sur les marchés mondiaux, tandis que le gaz pourrait être exporté sous forme de ‌GNL depuis l’usine de Melkoeya LNG d’Equinor, près de Hammerfest, a-t-il ajouté.

Le directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie, Fatih Birol, a lui aussi appelé l’UE à reconsidérer son opposition aux ⁠nouveaux projets arctiques, estimant qu’ils pourraient contribuer à la sécurité énergétique.

Les détracteurs soulignent toutefois que ces projets prendraient des années à être opérationnels et ⁠auraient peu d’effet sur les besoins à court terme ‌de l’Europe.

LA "BATTERIE VERTE": "UNE IDÉE ERRONÉE"

Outre le pétrole et le gaz, la Norvège produit un excédent d’énergie renouvelable, principalement hydroélectrique, qu’elle exporte vers l’Europe via des câbles électriques.

Le pays s’est par le passé présenté comme "la batterie ​verte" de l’Europe, mais le ministre estime que cette idée est désormais "erronée", car le pays ne peut à lui seul ‌assurer l’équilibre du marché européen de l’électricité.

Cette vision a contribué à la construction de nouvelles interconnexions électriques, notamment avec la Grande-Bretagne et l’Allemagne, mais elle a suscité une certaine opposition en Norvège à mesure que les prix de l’électricité en Europe ​ont augmenté.

Une intégration plus poussée au réseau électrique européen a rendu la Norvège plus vulnérable aux fluctuations des prix sur le continent.

Terje Aasland a indiqué que la Norvège ne construira pas de nouvelles interconnexions, tout en restant engagée dans une coopération étroite avec l’Europe.

Il a appelé les pays européens à renforcer leurs capacités de production électrique stables, fragilisées par la fermeture de centrales au charbon et au nucléaire et par le ⁠manque d’investissements.

"L'avenir réside dans un système très solide et intégré", a déclaré Terje Aasland.

APPEL À LA COUR SUPRÊME

Le gouvernement norvégien demandera lundi à la Cour suprême du pays d’annuler une décision de juridictions inférieures ayant invalidé les autorisations de développement de trois champs pétroliers, au motif que leurs conséquences climatiques n’avaient pas été suffisamment prises en compte.

L’affaire concerne le champ de Breidablikk, exploité par Equinor, ainsi que les champs de Tyrving et Yggdrasil, exploités par Aker BP. Les défenseurs de l’environnement estiment que le gouvernement n’a pas pris en compte l’impact climatique lié à la combustion du pétrole et du gaz produits par ces champs, les émissions dites de "Scope 3". Ils contestent également la validité des mesures prises ultérieurement pour remédier à ces insuffisances.

L’audience devant la Cour suprême doit durer quatre jours et une décision est attendue plus tard cette année.

160 milliards d’euros au premier semestre : les profits du fonds souverain de la Norvège battent des records

Par Enguerrand Bedez Publié le 12/08/2026 lefigaro

L’intégralité du déficit annuel de la France, environ 160 milliards d’euros, engrangé en trois mois d’investissement. Le fonds souverain de la Norvège (GPFG en anglais), le plus important au monde, a annoncé ce mercredi avoir enregistré un gain de 1 753 milliards de couronnes (160 milliards d’euros) depuis le début de l’année, soit un rendement de 9,4 %, la plus forte performance en couronnes de son histoire. Un chiffre exceptionnel qui s’explique par un fort rebond au deuxième trimestre, après une perte de 58 milliards d’euros sur les trois premiers mois de l’année, signe d’une volatilité considérable des marchés mondiaux. Fin juin, la valeur totale du fonds atteignait 22.683 milliards de couronnes, soit 2071 milliards d’euros, l’équivalent de plus de deux tiers du total de notre dette nationale.

«Le résultat s’explique par les bonnes performances des marchés actions, en particulier des valeurs technologiques asiatiques», a déclaré le directeur du fonds Nicolai Tangen dans un communiqué. En tête, les semi-conducteurs taïwanais de TSMC (+60 % en bourse en 2025), indispensables à l’écosystème qui fait fonctionner le cloud et l’IA, domaines qui ont connu ces dernières années une croissance hors du commun. À tel point que la production n’arrive plus à suivre la demande. De telle sorte que l’investissement des entreprises de la tech, initialement prévu à 530 milliards pour 2026 et 615 milliards pour 2027, a déjà dépassé les 700 milliards de dollars.

Un risque de disparition du fonds

Au total, le fonds souverain norvégien détient des participations dans près de 7100 entreprises, et contrôle en moyenne 1,5% de chaque société cotée sur la planète. Alimenté par les revenus pétroliers de l’État norvégien, le fonds était investi à hauteur de 72,1 % en actions à travers le monde fin juin, et 25,8 % en obligations. La Norvège détient pour rappel 5 milliards de barils de pétrole et environ 1200 milliards de mètres cubes de gaz de réserve. L’idée du fonds est simple : profiter d’une énergie non renouvelable pour économiser un maximum d’argent avant l’épuisement de la ressource ou l’achèvement de la transition écologique. L’État norvégien peut, chaque année, prélever une partie du profit (près de 45 milliards d’euros en 2025).

Malgré ces chiffres exceptionnels, Nicolai Tangen a rappelé mardi qu’« aucune fortune de cette ampleur» n’avait jamais été «conservée durablement dans l’histoire», évoquant le risque d’une « disparition » du fonds qui ne serait « pas totalement improbable ». Et cette prudence n’est pas feinte. Le vertige des chiffres nourrit déjà bel et bien les craintes d’une « bulle IA », pour reprendre les termes de Nicolai Tangen, susceptible de provoquer une crise semblable à celle de 1929. Selon une étude du cabinet Bain en septembre 2025, l’industrie de l’intelligence artificielle accuserait un déficit de 800 milliards de dollars annuels entre les investissements engagés et les revenus effectivement générés d’ici la fin de la décennie. OpenAI, dont les revenus annuels avoisinent 13 milliards de dollars, prévoit à elle seule de consommer plus de 100 milliards de trésorerie d’ici 2029.

Selon Bank of America, la frénésie de construction des data centers absorbe désormais entre 100 % et 115 % du flux de trésorerie (cash-flow) d’exploitation des géants du cloud (estimation pour la période 2026 - 2028), un niveau jamais atteint, y compris lors du déploiement de la 4G ou de la 5G, où la barre des 70 % n’avait jamais été dépassée. La martingale norvégienne, aussi vertigineuse soit-elle, reste donc suspendue à la capacité bien réelle de ces entreprises à transformer, un jour, ces promesses en profits.

Norway's Oil Output Beats Forecasts as Hormuz Traffic Stays Near Crisis Lows

By Jan-Thore Bergsagel - Jul 21, 2026

Norway's crude oil production beat official forecasts in June as offshore fields returned from seasonal maintenance, delivering a stronger-than-expected increase in supply at a time when global markets remain focused on disruptions to Middle Eastern exports.

According to preliminary figures released Tuesday by the Norwegian Offshore Directorate (SODIR), Norway's crude oil production averaged 1.827 million barrels per day (bpd) in June, exceeding the agency's official forecast while rising sharply from 1.677 million bpd in the same month last year.

The stronger-than-expected output reflects the return of key fields from seasonal maintenance and continued strong operational performance across the Norwegian Continental Shelf, reinforcing Norway's position as one of Europe's most reliable oil suppliers.


Including natural gas liquids (NGL) and condensate, Norway's total liquids production reached 2.022 million bpd, up from 1.909 million bpd in May, marking a month-on-month increase of approximately 113,000 bpd.

Natural gas production also recovered after seasonal maintenance. Gas sales totaled 10.0 billion standard cubic meters (Sm³) in June, up from 9.4 billion Sm³ in May, as Norwegian exports continued to underpin Europe's energy security following the sharp decline in Russian pipeline gas deliveries.

Norway Moves to Extend the Life of Europe’s Most Important Oil Field

By Jan-Thore Bergsagel - Jun 16, 2026

Norway is moving ahead with the next phase of development at Johan Sverdrup, a project designed to help maintain production from the oil field that has become one of Europe's most important sources of crude supply.

According to Equinor, new discoveries in the Johan Sverdrup area have laid the foundation for Phase 4 of the giant North Sea field. Preliminary estimates indicate resources of around 20 million barrels of oil and approximately 30 million barrels of oil equivalent, with production expected to begin in 2029.

The volumes are modest compared to Johan Sverdrup's overall resource base. Yet the significance of the project extends far beyond the additional barrels themselves.

Producing around 755,000 barrels per day, Johan Sverdrup accounts for roughly one-third of Norway's oil production and ranks among the largest producing oil fields in Europe. Since coming on stream in 2019, the field has become a cornerstone of Norwegian oil exports and an increasingly important source of supply for European refiners.

That role has become more important in recent years.

Europe has spent much of the last four years reshaping its energy system following the loss of large volumes of Russian energy supplies. While much of the discussion has focused on natural gas, crude oil remains essential for transportation, refining, petrochemicals, and industrial activity across the continent.

At the same time, oil production from several mature European basins continues to decline, increasing the importance of stable non-OPEC supply sources.

Norway has emerged as one of the continent's most reliable energy suppliers, and Johan Sverdrup is arguably the single most important asset behind that position.

Phase 4 is therefore not primarily about adding 30 million barrels of oil equivalent to the market.

It is about slowing the natural production decline of a field that already delivers hundreds of thousands of barrels every day. For mature superfields, maintaining production can be just as important as discovering new resources.

The project also highlights a broader trend emerging across the Norwegian Continental Shelf.

Future production growth is increasingly expected to come from improved recovery rates, infill drilling, and tie-back developments rather than the discovery of entirely new giant fields. Operators are focusing on extracting more value from existing infrastructure, extending field life, and maximizing recovery from already-developed reservoirs.

In that sense, Johan Sverdrup Phase 4 represents more than another field development project.

It is part of a wider effort to preserve one of Europe's most important sources of reliable oil supply at a time when energy security remains high on the political and economic agenda.

The additional volumes may be relatively small. The value of keeping Johan Sverdrup producing at high levels for longer is not.

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"The three fields were shut in before end-of-life in 1998 due to decommissioning of infrastructure and limited processing capacity at Ekofisk.

"Capacity is expected to become available in the late 2020s, enabling future gas production from these fields".

PPF targets recoverable gas condensate resources of 90-120 million barrels of oil equivalent. The plan comprises 11 wells and four new subsea templates to be connected to the Ekofisk Complex via a shared multiphase pipeline, according to Houston, Texas-based ConocoPhillips.

ConocoPhillips estimates gross investments in PLs 018B and 018F to be $1.3 billion and PLs 044 and 044D to be $500 million.
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ConocoPhillips obtient le feu vert de la Norvège pour relancer l'exploitation de ses gisements et renforcer l'approvisionnement en gaz de l'Europe

Reuters •07/05/2026

ConocoPhillips COP.N a annoncé jeudi que le ministère norvégien de l'Énergie avait approuvé les plans de développement et d'exploitation d'un projet dans la région du Grand Ekofisk, une décision qui devrait permettre d'augmenter les livraisons de gaz vers l'Europe.

Le projet « Previously Produced Fields » (PPF) consiste en un réaménagement conjoint des champs d'Albuskjell, de Vest Ekofisk et de Tommeliten Gamma, et devrait permettre de produire entre 90 et 120 millions de barils équivalent pétrole de gaz et de condensats récupérables.

Selon les plans présentés au gouvernement norvégien en février, ConocoPhillips et ses partenaires investiront environ 20 milliards de couronnes norvégiennes (2,16 milliards de dollars) pour remettre en service les trois gisements, fermés en 2019.

ConocoPhillips détient une participation de 35,1 % dans Albuskjell et Vest Ekofisk, et de 28,3 % dans Tommeliten Gamma.

Les autres partenaires d'Albuskjell et de Vest Ekofisk sont Var Energi VAR.OL avec 52,3 %, Orlen Upstream PKN.WA avec 7,6 % et la société publique Petoro avec 5 %.

Orlen et Var détiennent respectivement 62,6 % et 9,1 % de Tommeliten Gamma.

La première production de gaz devrait débuter au quatrième trimestre 2028.

(1 $ = 9,2788 couronnes norvégiennes)

Norvège: le fonds souverain a perdu 116 milliards d'euros au premier trimestre

Boursorama avec AFP •23/04/2026

Le fonds souverain de la Norvège, le plus gros au monde, a perdu 1.270 milliards de couronnes (116 milliards d'euros) au premier trimestre, en raison de l'appréciation de la couronne norvégienne et de conditions de marchés difficiles, a-t-il annoncé jeudi.

Fin mars, le fonds, alimenté par les revenus pétroliers de l’État norvégien et qui investit dans différentes catégories d'actifs à travers le monde, valait 19.998 milliards de couronnes (1.833 milliards d'euros).
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Aker BP Starts Production at Symra in Norwegian North Sea

by Jov Onsat|Rigzone Staff | Tuesday, April 07, 2026

Aker BP ASA said Tuesday it has put onstream the Symra field on Norway's side of the North Sea, among nine Aker BP-operated projects that the government approved for development 2023.

"The project has been delivered nine months ahead of original schedule… The field is estimated to contribute approximately 63 million barrels of oil equivalent [MMboe] to the Eiga area", the BP PLC-backed, Fornebu-headquartered company said in a press release.

Symra represents "a step into a new part of the Eiga area and a new reservoir type on the Norwegian shelf", said Aker BP chief executive Karl Johnny Hersvik.

Symra's reservoirs contain oil in the Permian-age Zechstein Group and underlying basement rocks, as well as intra-Heather sandstones of Middle Jurassic age, according to Aker BP.

Symra is the second tieback to the Ivar Aasen platform, which is about seven kilometers away, according to Aker BP. Output from Symra is partially processed at Ivar Aasen before final processing at Edvard Grieg. Four wells have been connected to Ivar Aasen via a subsea template.

"Modifications have been carried out on both platforms to enable tie-in of the subsea infrastructure to Ivar Aasen and to increase processing capacity at Edvard Grieg", Aker BP added.

The United Kingdom's TechnipFMC PLC delivered the project's subsea systems. Moreld Apply and Aibel AS, both headquartered in Stavanger, Norway, undertook modifications on the Edvard Grieg and Ivar Aasen platforms respectively. Drilling had been conducted by Aberdeen, Scotland-based Odfjell Drilling Ltd and Houston, Texas-based Halliburton Energy Services Inc through Aker BP’s drilling and wells alliance.

L'embrasement du Moyen-Orient relance l'offensive norvégienne pour le gaz arctique

Connaissance des Énergies avec AFP le 14 mars 2026

Devenue le principal fournisseur de gaz de l'Europe à la faveur de la guerre en Ukraine, la Norvège cherche à gagner la bienveillance de Bruxelles pour forer dans l'Arctique, en pointant la vulnérabilité des approvisionnements en provenance du Moyen-Orient.

La Commission européenne révise actuellement sa stratégie arctique. Celle en vigueur, présentée en 2021, engage l'UE à oeuvrer pour un moratoire international sur l'extraction d'hydrocarbures dans la région.

Alors que le blocage par l'Iran du détroit d'Ormuz en réponse aux frappes israélo-américaines perturbe fortement les livraisons de pétrole et de gaz, responsables politiques et milieux d'affaires norvégiens sont à la manoeuvre pour contrecarrer ce projet.

"Ils exploitent la situation pour faire pression", observe Anne Karin Sæther, cheffe de programme auprès de la Fondation norvégienne pour le climat, organisation indépendante qui promeut une politique climatique fondée sur la science.

Avant la clôture, lundi, de la consultation publique organisée par la Commission européenne, la Norvège --qui n'est pas membre de l'UE-- saisit chaque occasion pour vanter les mérites d'approvisionnements stables en provenance d'un pays démocratique et en paix.

Même si cela suppose de forer dans l'Arctique.

"Avec l'Ukraine et l'Iran en toile de fond, il devient peut-être encore plus facile d'effrayer les responsables politiques européens", estime Truls Gulowsen, chef de l'Association norvégienne pour la protection de la nature, une ONG environnementale.

- Lobbying -

A Bruxelles, un diplomate européen confie à l'AFP avoir "remarqué les efforts de lobbying de l'industrie pétrolière norvégienne".

"J'ai le sentiment qu'ils sont préoccupés par d'éventuelles restrictions sur l'extraction de pétrole et de gaz", dit-il.

La Norvège, qui couvre près d'un tiers des besoins européens en la matière, ne compte aujourd'hui que deux gisements de gaz au-dessus du cercle polaire: Snøhvit et Aasta Hansteen.

Mais Oslo y encourage la prospection. En janvier, le gouvernement a proposé d'ouvrir 70 nouveaux blocs à l'exploration, dont plus de la moitié dans les eaux arctiques de la mer de Barents.

"La Norvège tient en général à partager ses connaissances sur le pays à Bruxelles afin que les Etats membres de l'UE disposent de la meilleure base possible pour prendre leurs décisions", dit son ministre de l'Energie, Terje Aasland, auprès de l'AFP.

"Qu'il y ait aujourd'hui une guerre au Moyen-Orient n'a rien à voir avec la position de la Norvège sur les activités pétrolières dans le Nord", assure-t-il.

Arguant que l'UE et le Royaume-Uni achètent aujourd'hui "tout le pétrole et le gaz" que la Norvège produit en mer de Barents, il fait également valoir que "les prix auraient été beaucoup plus élevés" sans ces hydrocarbures.

Coup de pression sur ses partenaires? M. Aasland avait prévenu la semaine dernière que l'escalade au Moyen-Orient pourrait conduire l'UE à reconsidérer sa décision de se passer du pétrole et du gaz russes.

La principale organisation syndicale norvégienne LO plaide elle aussi pour une poursuite des forages dans l'Arctique.

L'une de ses représentantes à Bruxelles, Nora Hansen, souligne "l'importance de l'emploi et du maintien de la population dans les régions du Nord", y voyant notamment un gage de sécurité face à la Russie voisine.

- Risques de sabotage -

"Même si l'UE abandonne son projet de moratoire, il faudra de toute façon plusieurs décennies avant que de nouvelles activités pétrolières et gazières dans l'Arctique n'entrent en production", rétorque Karoline Andaur, secrétaire générale de WWF Norvège.

Si sa stratégie arctique révisée devrait être publiée au troisième trimestre, la Commission européenne affirme à ce stade que sa "position n'a pas changé en ce qui concerne le moratoire sur les hydrocarbures".

Mais certains redoutent des compromis et concessions.

Soulignant que ses eaux sont libres de glace grâce au Gulf Stream, le cabinet de conseil norvégien Rystad Energi suggère par exemple d'exclure la mer de Barents de la définition de l'Arctique retenue par l'UE.

Une mauvaise idée, selon Mme Sæther, qui rappelle les objections d'ordre climatique - selon l'Agence internationale de l'énergie, les gisements déjà exploités ou découverts sur la planète suffisent à satisfaire la demande compatible avec les objectifs climatiques - et environnemental.

Un rapport réalisé pour la Fondation pour le climat, intitulé "La mer de Barents en jeu", relève en outre des défis sécuritaires: du fait de sa proximité avec la Russie, la mer de Barents serait une cible facile pour Moscou qui tient à conserver sa position dominante dans l'Arctique.

"Cela nous rend particulièrement vulnérables, car la Russie pourrait, par des sabotages assez simples contre des gazoducs là-haut, frapper non seulement la Norvège mais aussi l'Europe", note Mme Sæther.

"Nous deviendrions ainsi une cible plus tentante".