1Je me propose d’évoquer et d’analyser ici les changements entraînés par la globalisation du secteur énergétique. Je place donc mon analyse du rôle des hydrocarbures de la région Nord dans une perspective globale. Dans une telle perspective, le jeu politique, et surtout géopolitique, ainsi que les dynamiques économiques et technologiques ont un impact constant mais aussi fluctuant sur la position de la Norvège et sur ses capacités à maintenir sa part relative sur le marché international.

2Les hydrocarbures norvégiens jouent depuis plusieurs années un rôle important dans l’approvisionnement énergétique de l’Europe, notamment en gaz naturel. Le gaz représente, par l’intermédiaire des gazoducs, une liaison organique – un « cordon ombilical » (navlestreng) – entre la Norvège et plusieurs pays européens. Cette dépendance organique est normalement une source de stabilité. Cependant, dans une perspective globale et anticipatrice, ce partenariat n’est pas assuré pour l’éternité. Si la politique européenne change dans le domaine de la sécurité énergétique – c’est-à-dire au niveau de la stratégie de l’Union européenne, de la France, de l’Allemagne et du Royaume-Uni –, l’importance relative de la mer du Nord et du Grand Nord sera appelée à changer aussi. Et si des changements profonds dans les relations géopolitiques et géoéconomiques globales se produisent, ils affecteront la position de l’Europe et par conséquent celle de la Norvège. La crise de l’euro et ses conséquences sociales et politiques ainsi qu’économiques pourraient avoir un effet similaire.

3L’histoire de la Norvège pétrolière est celle d’un succès relatif, d’un point de vue économique, social et technologique. Succès économique, évidemment, avec des résultats bien connus : le « Fonds global des pensions de l’État norvégien », qui garantit les retraites des citoyens du pays, en est l’illustration la plus souvent évoquée. Les ressources du fonds – le deuxième plus important du monde en volume –, son poids stratégique et sa renommée, permettent à la Norvège, en tant qu’acteur politique, de lui conférer une influence internationale qui est probablement plus grande que celle de Statoil dans son domaine. Succès social aussi, pour la même raison : la politique macroéconomique et celle de régulation de la production ainsi que les impôts font de la rente pétrolière une « rente collective » (collective good) sous le contrôle du système politique. Ce régime a produit des résultats socio-économiques qui sont inconnus dans la grande majorité des autres pays pétroliers. Et enfin, un succès technologique qui, dans une perspective globale, est peut-être plus important pour le pays que sa puissance pétroéthique (voir l’article d’Antoine Jacob dans le présent volume).

4L’histoire de la Norvège pétrolière et de son succès relatif est en même temps une histoire du développement dépendant1. C’est un processus de développement national qui est largement dirigé par l’État ; il dépend des contributions étrangères sans être dominé par elles. La dynamique de ce processus de développement se présente comme une exploitation des ressources atténuée par des considérations sociales et écologiques2 et par une transition d’une phase à l’autre à partir du milieu des années 1960 jusqu’à aujourd’hui. En même temps, il s’agissait de la transition d’une dépendance considérable à une indépendance relative et à un dirigisme d’État réduit. La première phase – les années 1960 et 1970 – se caractérise par une dépendance vis-à-vis d’investissements et de technologies étrangers (américains surtout, mais au départ aussi français, voir l’article de Birger Lindanger dans le présent volume). Or, cette dépendance était, si l’on fait une comparaison avec d’autres pays pétroliers, établie dans une atmosphère qu’on peut caractériser de relativement bienveillante de la part de la partie dominante, c’est-à-dire des firmes américaines, et des entreprises françaises comme Elf et Total. Pays allié et politiquement stable, la Norvège a profité de la guerre froide et de sa proximité géographique avec l’Union soviétique, ainsi que des actions des pays de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole) à partir de 1971, pour établir une politique relativement autonome mais sous la protection américaine. La politique fiscale, qui faisait que l’État norvégien contrôlait une large partie de la plus-value produite dans la mer du Nord, était le résultat des décisions prises par les autorités politiques nationales. Le contexte géopolitique n’a pas bloqué, mais a, au contraire, facilité l’établissement du contrôle national. La Norvège poursuivit la politique néo-mercantiliste dans un climat international libéral.

5La seconde phase du développement de la Norvège pétrolière se caractérise par une forte croissance de l’industrie pétrolière norvégienne. Les compagnies norvégiennes ont pris des responsabilités comme opérateurs à partir des années 1960, mais elles restaient dans un premier temps dépendantes des sociétés étrangères. Le transfert de technologie et de savoir-faire (know-how) était organisé sous des formes contractuelles entre les compagnies étrangères et les compagnies norvégiennes ainsi qu’entre les firmes et les laboratoires de recherche norvégiens. Ces contrats étaient obligatoires, réclamés par le gouvernement comme condition préalable pour obtenir une licence d’exploration et d’exploitation. En même temps, les autorités norvégiennes conduisaient une politique très stricte de « contenu local » qui faisait que presque 90 % des investissements en capital fixe en mer du Nord dans les années 1980 étaient d’origine nationale. Tout ceci a ainsi évolué vers une autonomie technologique et une innovation croissante. La seconde phase a donc été à la fois la phase de l’établissement d’une autonomie nationale de gouvernance de l’industrie et une phase de croissance considérable de la production. Elle s’est terminée avec l’influence des idées libérales de la globalisation et l’intégration de la Norvège dans l’EEE (Espace économique européen). Le résultat fut une baisse forte du contenu local dans les investissements en mer du Nord3.

6La troisième phase est celle de la consolidation de la position en mer du Nord, et de l’internationalisation du secteur pétrolier norvégien. C’est la phase actuelle, une phase qui se caractérise par une complexité croissante.

7Le premier aspect – la consolidation – consiste en :

• une maturation du cycle de production en mer du Nord ;
• et une spécialisation technologique au niveau de l’exploration et de la production dans des bassins de profondeurs de plus en plus importantes.

Ces deux facteurs sont étroitement liés au deuxième aspect qui consiste en deux volets également :

• la monopolisation du contrôle de la production ;
• et l’internationalisation de l’industrie.

En quelques années seulement, trois compagnies – Statoil, Norsk Hydro et Saga Petroleum – ont fusionné en deux (la compagnie Saga Petroleum a été reprise par Norsk Hydro), puis en une seule, Statoil (au moment où la division pétrolière de Norsk Hydro fusionne et est intégrée à Statoil). Statoil et l’agence holding de l’État, PETORO, contrôlent actuellement 80 % de toute la production de pétrole et de gaz en mer du Nord norvégienne4. C’est la domination complète. Elle est poussée par le fait que les compagnies américaines et BP ont réduit leur activité en mer du Nord5. Cette domination s’est achevée et consolidée avec l’appui du gouvernement et du parlement, après avoir été revue et entérinée par la DG IV (direction générale) sur la Concurrence de l’Union européenne. Le but est clair : Statoil va devenir un acteur global d’une taille suffisante pour une concurrence accrue.

8La maturation en mer du Nord pousse Statoil vers l’internationalisation à partir des années 1990. Les entreprises d’engineering et autres sociétés dans le secteur supply sont aussi très actives. Son expertise de la technologie de l’exploration et l’exploitation en haute mer (deep sea exploration and exploitation) présente déjà un avantage concurrentiel certain. La perspective du gisement de Chtokman au Grand Nord, l’idéologie de l’économie d’échelle (economies of scale) et la volonté de croissance demandent une concentration des ressources.

9Les acteurs norvégiens ne vont pas quitter la mer du Nord. Avec les nouvelles technologies, le taux d’exploitation des gisements déjà en production peut s’intensifier. Le développement technologique dans le secteur norvégien depuis les années 1980 a réduit les coûts de production de 3 à 4 % par an6. En plus, il existe de nouveaux gisements à explorer et éventuellement à exploiter dans les zones de la mer du Nord faisant partie du secteur norvégien. Il s’agit là d’un potentiel pour étirer la phase de maturation au-delà de la phase de décroissance en volume de production prévue depuis longtemps et qui, en fait, s’annonce déjà. Mais ce n’est pas certain. Les découvertes faites en 2011, notamment le gisement Johan Sverdrup et des gisements voisins, augmentent les réserves et représentent des indications du potentiel7. Mais dans une perspective globale, ces découvertes ne sont pas énormes. Et comme le constatent les autres participants au colloque : quand Statoil et les autres agents s’approchent des ressources qui se situent dans les bassins de pêche, les pêcheurs traditionnels, les ONG (organisations non gouvernementales) écologistes et plusieurs acteurs politiques et intervenants régionaux protestent et contestent (voir à ce sujet, en particulier, l’article de Hans Christian Bugge dans le présent volume). Même le ministre américain des Affaires intérieures, Ken Salazar, a averti les Norvégiens, lors d’une visite en juin 2012, des dangers écologiques liés à l’exploitation des hydrocarbures de la région8.

10Comme le démontre Viviane du Castel, les gisements prometteurs se trouvent plus au nord, dans le bassin de Barents et les zones russes et arctiques. C’est « le Grand Nord » ou « les régions arctiques adjacentes à la Norvège »9 et surtout la mer de Barents. L’un des buts principaux de la politique étrangère de la Norvège consiste à susciter un intérêt profond et stable chez les États-Unis et l’Union européenne pour cette région10. Les ressources qui s’y trouveraient ne sont pas encore certifiées. Mais elles seraient vastes. En même temps, elles sont politiquement, technologiquement et écologiquement très difficiles à explorer et à exploiter. Mettant de côté les défis écologiques commentés au cours du colloque par mes collègues, la technologie peut se fonder et se développer sur la base des exploits dans le domaine de la deep seabed production, exploits réalisés par des entreprises d’engineering norvégiennes et par Statoil. Les Russes ont besoin de la technologie norvégienne. Mais les défis politiques et les obstacles bureaucratiques et légaux en Russie sont considérables. Les agents industriels et politiques russes sont en pratique peu prévisibles ; tout comme à l’époque communiste, il fallait être kremlinologue et expert de l’oligarchie russe pour s’y retrouver. Les contestations après le retour de Vladimir Poutine à la présidence de la Russie, et le renforcement du réseau Poutine au pouvoir, ne font qu’augmenter l’instabilité.

11Sans oublier la raison géoéconomique. La production russe sur terre est – avec certaines difficultés, bien sûr – en plein essor. Elle compte aussi une partie de la production actuelle dans les pays d’Asie centrale et du Caucase, régions dont la production est en forte hausse et d’une importance stratégique et géopolitique croissante11. Et dans une situation où les pronostics de croissance économique et de demande future des hydrocarbures sont décidément en faveur de l’Asie et non de l’Europe, les acteurs russes se tournent vers les marchés asiatiques. Au début de son troisième mandat de président, M. Poutine a parlé de l’Union eurasiatique comme un des buts principaux de sa politique étrangère. Dans un tel contexte, l’exploitation des régions marines au nord ne sera pas nécessairement une priorité pour les autorités et compagnies russes dans les années à venir. Donc les perspectives d’une collaboration substantielle entre agents norvégiens et russes dans le Grand Nord sont lointaines12. Reste à savoir si le contrat qu’a signé Statoil avec la compagnie pétrolière russe Rosneft en mai 2012 – en vue d’explorations dans la mer de Barents et en Sibérie – changera cette perspective. Pour Statoil, ces engagements sont risqués.

12C’est l’une des raisons pour lesquelles Statoil et les autres compagnies norvégiennes s’orientent plutôt, depuis la fin des années 1990, vers des locations et ressources au sud et à l’ouest. Pendant une période de 15 ans, elles ont investi près de 100 milliards de dollars à l’étranger, pour la plupart dans des locas marines des pays du « Sud ». L’Azerbaïdjan, l’Angola, l’Algérie, la Libye et l’Amérique du Sud – surtout le Brésil – sont les principaux lieux d’investissements. S’ajoutent à cela des investissements en Amérique du Nord et en Russie. Sans compter des investissements dans plusieurs de ces pays par les sociétés de génie civil comme Aker. Société qui, d’ailleurs, travaille pour plusieurs compagnies pétrolières internationales, comme Total en Angola.

13Ainsi, Statoil et les sociétés de génie civil s’internationalisent. Est-ce un problème ? Je me propose de faire un bref tour d’horizon des défis que cela représente, et ensuite de me pencher sur les prospectives et les implications pour les opérations en mer du Nord, avant de retourner aux relations franco-norvégiennes dans le contexte européen.

14Le marché pétrolier n’est pas un marché de concurrence libre. Bien sûr, le système de l’offre et de la demande joue un rôle très important, parfois dominant. Mais l’incidence des facteurs politiques et géopolitiques, géologiques, technologiques, et géoéconomiques s’y ajoute13. La Chine est depuis 2009 le plus grand consommateur d’hydrocarbures dans le monde, et elle est destinée à rester le grand demandeur, avec l’Inde, les États-Unis et l’Europe. Mais dans une perspective à long terme, la demande future viendra des pays du « Sud », pour des raisons démographiques et économiques. Selon les prévisions de l’AIE, ces pays représenteront plus de 90 % de la hausse de la consommation de pétrole jusqu’en 2035, et la Chine seule va, en tant que consommateur, se réserver plus d’un tiers de ce marché. La consommation dans les pays de l’OCDE (Organisation de coopération et de développement économiques) va se stabiliser à cause d’une politique nouvelle qui réduira la part relative du pétrole. En ce qui concerne le gaz naturel, la Chine sera également le pays le plus en demande, mais la consommation de gaz va augmenter dans les pays de l’OCDE aussi, toujours selon l’AIE14.

15Qui va approvisionner les Chinois et les Indiens ? À l’avenir, cette question se posera forcément. Les mieux placés pour le faire sont, bien sûr, les pays arabes, et, ensuite, les Russes, les Iraniens et les pays de l’Asie centrale. Le meilleur indice en est les réserves prouvées de ces régions et pays, et selon cet indice, il existe des différences considérables entre les pays producteurs (voir tableau 1).

16Évidemment, les réserves d’hydrocarbures de ces régions, et surtout du Moyen-Orient, sont vastes, voire abondantes, et il y a une forte probabilité que de nouveaux gisements de pétrole soient découverts, notamment en Irak et en Arabie Saoudite15. De plus, les coûts de production du Moyen-Orient sont relativement bas, même très bas. Le monde ne s’approche pas du pic pétrolier (peak oil) dans un avenir proche, mais le pétrole produit hors du monde arabe devient, en général, relativement moins rentable. L’or de la mer devient plus cher, et l’or de la terre triomphe sur l’or de la mer. Les investissements offshore ou dans les hydrocarbures non conventionnels comme les sables bitumeux peuvent en souffrir. Cela dépend surtout des prix des hydrocarbures conventionnels que sont le pétrole et le gaz naturel. Et ces prix dépendent largement, quant à eux, des actions du cartel qu’est l’OPEP, ainsi que de facteurs géopolitiques.

17Les facteurs susceptibles de modifier ou de contrebalancer les facteurs économiques sont la rivalité globale et continue entre la Chine et les États-Unis, le conflit régional entre la Chine et le Japon, et les conflits au Moyen-Orient, surtout entre l’Iran et Israël. Les instabilités et les contradictions dans les politiques économiques actuellement très fortes et permanentes sont des sources d’imprédictibilité. Un autre facteur qui pèse sur le marché est l’instabilité persistante à l’intérieur des pays les plus importants de l’OPEP, et l’incertitude concernant les développements sociopolitiques de ces pays16. L’Arabie Saoudite est le principal fournisseur d’hydrocarbures conventionnels et l’Irak viendrait en deuxième position. Mais qui peut garantir, après les révolutions qui ont débuté en janvier 2011, la stabilité sociopolitique dans les pays arabes, ou en Iran, le troisième grand exportateur ? Ou au Mexique et au Venezuela – pour tourner nos yeux vers l’ouest ?

18D’un point de vue strictement financier, le futur scénario optimiste est, pour la Norvège pétrolière, associé à un scénario géopolitique et politique pessimiste. Si les conflits géopolitiques et économiques se multiplient et s’intensifient, il y aura une baisse de production, une rupture des livraisons et une hausse des prix. C’est la leçon de l’histoire récente, et cela peut perdurer. Voilà pourquoi la sécurité énergétique reste une priorité politique. Dans une telle perspective, l’or noir en terre arabe sera moins attractif et l’or noir de la mer du Nord, de l’Angola et du Brésil plus attractif. Et la Norvège restera un partenaire privilégié pour les États-Unis et l’Union européenne.

19Le scénario pessimiste du point de vue de la Norvège pétrolière est logiquement l’inverse. L’OPEP augmentera, avec des instruments politiques si nécessaire, sa part du marché, et les pays arabes, notamment, exploiteront leur proximité avec les grands demandeurs asiatiques. Ainsi, le World Oil Outlook de l’OPEP pour 2010 envisage une nette augmentation de la production de ses membres et de leur part collective du marché global. Cela veut dire que les deux tiers de l’augmentation de l’offre dans les années à venir vont être produits par l’OPEP. De plus, la plupart des pays de l’OPEP réserveront le monopole de la production à leurs propres compagnies nationales. L’avantage des pays du golfe Arabe – c’est-à-dire les coûts très bas associés à la production protégée – s’accroît avec les effets de la crise actuelle dans les pays occidentaux.

20Évidemment, la crise a réduit la capacité et la volonté des acteurs américains et européens à investir. Par conséquent, la capacité d’investissement ne représente pas un avantage concurrentiel des pays de l’OCDE comme c’était le cas auparavant. Les atouts compétitifs des nations occidentales, y compris la Norvège, sont plutôt leurs technologies d’exploration et de production en milieu maritime et leurs recherches en énergies renouvelables. À ces atouts s’ajoutent leurs compétences dans les domaines du secteur supply et du transport de pétrole et de GNL (gaz naturel liquéfié). Pour autant, ces avantages ne seront jamais permanents. Même dans le secteur de l’énergie non polluante, la Chine est en train de faire des percées technologiques, par exemple dans le cas du captage du CO₂ du charbon. Mais les récentes découvertes de vastes réserves de gaz de schiste aux États-Unis réduisent considérablement le coût de l’approvisionnement en gaz du pays, et pourraient même bouleverser les conditions du marché, voire faire disparaître la demande américaine de GNL de la région Nord.

21Quelles sont les prospectives pour la Norvège pétrolière et la région de la mer du Nord ? Le scénario le plus probable est le suivant :

• les déséquilibres économiques – y compris la volatilité du prix et les contradictions politiques au niveau global et parmi les pays du G20 – demeureront pour plusieurs années parce que, au fond, nous assistons à un véritable jeu de pouvoir ;
• la croissance dans les pays dits « émergents » continuera et la course aux ressources d’hydrocarbures conventionnels ira en s’intensifiant, les ressources non conventionnelles et nouvelles (vertes) n’ayant pas une grande influence dans les dix à quinze ans à venir ;
• il n’y aura pas de progrès décisif dans les efforts de l’après-Kyoto, même à la suite des demi-succès inattendus de Cancún et de Rio. Le Congrès républicain américain et les dirigeants chinois et leurs alliés ne vont pas le permettre ; mais en même temps, il y aura des percées technologiques et des actions menées par des intervenants commerciaux ainsi que des institutions subnationales, comme l’État de Californie (si sa situation financière le permet), qui feront avancer la « cause verte » ;
• l’OPEP sera toujours dominante sur les marchés internationaux des énergies conventionnelles brutes.

Si ce scénario n’aboutit pas nécessairement à un conflit ouvert, il signifie une concurrence accrue pour le contrôle de la chaîne d’hydrocarbures et de la plus-value. Les nouvelles énergies, y compris les énergies vertes, vont se développer mais n’auront un effet qu’à long terme. Dans une telle perspective, les acteurs norvégiens peuvent chercher des alliés, une coopération opérationnelle et technologique avec d’autres protagonistes – les sociétés majeures comme BP et Total, les compagnies nationales de l’OPEP, ou les moyennes et nouvelles compagnies comme Petrobras. S’il y a la possibilité d’une coopération plus étroite, il y aura aussi plus de concurrence et même des confrontations certaines dans le futur17.

22Le pouvoir sur les marchés du brut que détient actuellement l’OPEP est évident, même au niveau des compagnies (figure 1). L’attractivité de la Norvège, et donc son avantage principal sur le marché international, est probablement qu’elle reste technologiquement au premier rang dans l’exploration et la production des bassins maritimes. Globalement, les explorations de Statoil tout au long de l’année 2011 ont été un grand succès, et les autorités brésiliennes ont regardé, surtout sous le régime de Lula, l’expérience norvégienne de régulation par l’État et le développement progressif de la capacité technologique et industrielle nationale, comme un modèle18. Récemment, Statoil a investi dans la production de gaz bitumineux en Amérique du Nord, et est en train (fin 2010) de s’établir en Chine pour le gaz de schiste19.

Figure 1 – La position des compagnies, réserves d’hydrocarbures prouvées (source : rapport de la commission des Affaires étrangères, Énergie et géopolitique. Rapport d’information, novembre 2006)

23Ces investissements réclament des ressources financières considérables, la rentabilisation n’étant pas assurée, et toute l’opération reste un grand défi en ce qui concerne l’environnement. Je crains fort que Statoil et ses alliés n’aient pas les moyens de conduire avec succès leur stratégie dans un contexte international de concurrence accrue. Et il est surtout à craindre que la conduite d’une telle stratégie ne permette pas, en même temps, de maintenir des activités d’un haut niveau en mer du Nord. Les deux facteurs, simultanément, seront trop lourds à maîtriser. Comparé à ses concurrents globaux traditionnels, Statoil reste toujours un acteur de moyenne taille et de globalisation modeste, comme l’indique le tableau 2.

24L’internationalisation reste la logique contemporaine. Elle peut conduire à des résultats positifs – et pas uniquement pour la Norvège –, notamment dans la mesure où les opérations aboutissent à des transferts de savoir-faire, à l’amélioration des conditions sociales, de l’environnement et des conditions de travail dans les pays hôtes. Mais si l’internationalisation de Statoil continue, les autorités norvégiennes seront obligées de demander à la compagnie – dont l’État détient 67 % des actions – d’ouvrir davantage de champs de production en mer du Nord aux compagnies étrangères et surtout, bien entendu, à celles qui auront les moyens financiers, la capacité et l’intérêt de les prendre en charge. Dans ces conditions, les ressources de la mer du Nord pourront être mieux gérées : la société Statoil pourra concentrer ses opérations et par conséquent disposer de ressources financières et de personnel pour mieux conduire sa double stratégie – internationalisation et exploitation concentrée des ressources en mer du Nord.

25La politique énergétique globale actuelle et future suppose une opposition entre les forces qui demandent « plus d’énergie » et les forces qui demandent « moins d’émissions »21. Elle se présente aussi comme une relation complexe et même dialectique entre les forces du marché et les intérêts stratégiques et néo-mercantilistes des États pour garantir la « sécurité énergétique »22. Même dans le cadre de cette contradiction, la Norvège officielle recherche un délicat équilibre. Il en va de même pour l’Union européenne et sa stratégie double : garantir une sécurité énergétique satisfaisante, et réaliser son programme ambitieux de transformation de l’économie vers une consommation de l’énergie plus soutenable (le « 20-20-20 »). Pour la Norvège exportatrice, l’enjeu est triple : être en position de réaliser cette double stratégie de production, s’assurer d’une partie du marché international pour les deux ou trois décennies prochaines, et contribuer à une économie durable.

26Pour un petit acteur, même s’il a des moyens financiers et technologiques considérables, c’est un défi important. Le choix le plus réaliste pour la Norvège serait d’inviter des compagnies européennes à prendre en charge certaines réserves en mer du Nord, qui sont actuellement la propriété de Statoil, tout en appliquant le principe de réciprocité et, par conséquent, de demander aux acteurs continentaux des contrats d’achat d’une quantité (plus) large et stable de gaz naturel.

27Une telle stratégie est relativement réaliste, écologique et répondra aux besoins d’une future stabilité économique pour la Norvège ainsi qu’aux exigences d’une sécurité énergétique pour les populations du continent. Ce serait aussi une réponse adéquate aux objectifs de la communication de la Commission européenne du 13 novembre 2008 :

Dans certains cas, il existe déjà une intégration réglementaire et économique. La Norvège est déjà intégrée dans le marché intérieur de l’énergie en tant que membre de l’Espace économique européen. Son rôle dans le renforcement de la sécurité de l’approvisionnement de l’UE en gaz (24 % des importations de l’UE) et en pétrole (16 %)23 est essentiel et devrait être encore étoffé dans le cadre du dialogue UE-Norvège sur l’énergie, moyennant des projets communs tels que des installations éoliennes en mer du Nord et le développement des substantielles réserves prouvées de ce pays. La sécurité énergétique de l’UE passe par une collaboration effective avec la Norvège ; les deux parties ont, l’une comme l’autre, intérêt à maximiser l’exploitation à long terme et de façon durable du plateau continental norvégien24.

La perspective d’une telle réciprocité, ou interdépendance, présente sans doute des problèmes. Même si on ne tient pas compte de l’évident problème des rapports de force entre les 27 et ce petit pays scandinave, il y aura probablement des réticences en Norvège25 et un scepticisme de la part des agents et des gouvernements de l’Union européenne qui s’opposent à une relation privilégiée avec la Norvège et préfèrent des relations étroites avec d’autres pays exportateurs comme la Russie et l’Algérie. Lors de sa visite à Oslo en mai 2010, le premier ministre français de l’époque, François Fillon, se déclarait favorable à une relation privilégiée avec la Norvège. Mais cette relation reste à concrétiser.

28Le pétrole va et doit s’épuiser en tant que source principale de l’énergie dans quelques décennies. Dans ce processus, et dans un monde dynamique où la géopolitique joue un rôle de plus en plus important et où les intérêts liés à la protection du climat et de l’environnement ne sont pas encore très forts, une coopération Union européenne (France)-Norvège représente néanmoins un projet relativement prometteur. Après tout – et apparemment malgré sa crise économique –, l’Union européenne est plus favorable aux actions en faveur du climat que d’autres puissances comme les États-Unis et la Chine.