SN Power

1. Modèle économique

Le cœur du modèle, à l’origine, tient du financement, du développement et de l’exploitation de centrales hydro (puis, à la marge, d’autres énergies renouvelables) sur des contrats de longue durée, adossés à des institutions de financement et des PPA. L’acquisition de SN Power par Scatec visait dès 2020–2021 à coupler l’hydro (flux et savoir-faire) à un opérateur déjà tourné vers le solaire, dans une logique de diversification géographique et technologique, avec, selon la communication d’alors, un agrégat de l’ordre de 3,3 GW en opération ou construction et d’environ 4,1 TWh de production annuelle médiane pour le périmètre combiné. Aujourd’hui, nulle ligne « SN Power » n’apparaît seule au bilan (ni chiffre d’affaires ni effectifs en entité isolée : selon les éléments publics, tout est rattaché à Scatec) : le rapport intégré 2025 du groupe mère arbitre, avec 11 002 millions NOK de revenu proportionnel, un EBITDA proportionnel d’environ 4,6 milliards de NOK et 6,3 GW en opération — le cœur d’activité, c’est le solaire, avec éolien et batteries en appoint. Côté Afrique, Scatec a annoncé en juillet 2024 un accord, puis, le 28 février 2025, la finalisation de la cession d’intérêts (51 % de la coentreprise hydro) à TotalEnergies pour un prix convenu de 167 M$ et, selon le même communiqué, des produits de trésorerie nets d’environ 161 M$ ; côté TotalEnergies, l’accord 2024 sur le périmètre africain de SN Power et la centrale de Bujagali (255 MW annoncés) en Ouganda ancre le volet hydro dans une stratégie d’électricité multi-pays. Enfin, le même document 2025 de Scatec relie ces cessions, avec d’autres, à une baisse d’environ 25 % de la dette corporate brute de l’exercice — moins d’eau, plus de gouvernance de bilan.

2. Impact réel

Côté climat, l’hydroélectricité s’inscrit, dans les manuels, comme une source renouvelable structurante pour la flexibilité des réseaux, mais toute retenue de grande ampleur s’accompagne d’enjeux d’aménagement du territoire et, selon l’ADEME, d’analyses d’impacts adaptées au projet. La troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) fixe, elle, le cadre français (trajectoires 2026–2035) ; elle n’encadre pas directement un kWh bord de Nil — comparaison utile d’ordre politique, pas d’alignement règlementaire direct pour l’Ouganda. Concrètement, l’annonce 2024 de TotalEnergies sur le portefeuille africain, dont Bujagali, place le débat sur l’électricité décarbonnée par rapport au mix national cible ; côté terrain, le suivi d’ONG rappelle une production effective souvent inférieure aux promesses, et des litiges sociaux et fonciers persistants. Le bilan tient moins à un chiffre isolé qu’à la fiche pédagogique de Connaissance des énergies sur les arbitrages d’un grand barrage, qu’au cadre ADEME des analyses d’aménagement, et enfin qu’au niveau d’exigence MIGA, qui a classé Bujagali en catégorie d’impact maximale (Category A) : la fiche, en somme, n’est jamais qu’un début de piste — la rive, elle, a son mot à dire.

3. Innovations / partenariats

Le pitch « labo de rupture » n’entre guère en ligne de compte : l’équipe « Hydro Africa », reprise par TotalEnergies dans l’entité SN Power AS, demeure celle d’infrastructures et de grands contrats — brique hydro tropicale intégrée au mix d’électricité d’un major. Chez l’hébergeur historique, Scatec a cédé en 2024 le parc éolien du Vietnam (Dam Nai) pour alléger le portefeuille ; le T1 2025 met en scène, aux Philippines, des blocs hydro et stockage (Magat 2, Binga, de l’ordre de 16 et 40 MW) en parallèle d’un gros calibrage solaire et stockage, dont environ 1,1 GW en Égypte (projet Obelisk) sur le même support : le signal d’innovation visible, c’est la batterie et l’ensoleillement, pas seulement la conduite forcée d’un fleuve.

4. Greenwashing / zones grises

Le risque, classique pour un grand ouvrage, c’est d’habiller d’abattement de CO2 un barrage (communiqué d’époque sur Bujagali) sans aligner le récit public sur le flux de plaintes documenté par le suivi d’ONG : fiche d’impact en couleur, redevabilité en niveaux de gris. Côté Birmanie, le suivi de terrain sur Middle Yeywa (environ 735 MW) indique le gel d’un gros aménagement pour raisons politiques depuis 2021 : investir l’énergie renouvelable dans un pays sous crise, c’est s’exposer à des accusations d’alignement ESG faible sur le risque humain, quelle que soit la teneur d’un cahier des charges. Enfin, MIGA, catégorie d’impact maximale pour Bujagali, impose transparence et exigence de sauvegarde : le greenwashing, ici, n’est pas un drapeau binaire, c’est l’écart de narration — entre taux d’évitement théorique et file d’attente de plaintes qu’un rapport RSE a du mal à absorber d’un seul chiffre d’évitement.

5. Positionnement stratégique

L’histoire de SN Power se lit désormais dans le parent : Scatec a réduit l’hydro (1 % du portefeuille 2024) pour cadrer la croissance solaire, éolien et stockage, avec un 6,3 GW en opération fin 2025 ; côté TotalEnergies, l’accord 2024 sur l’enveloppe africaine, complété en 2025 sur les intérêts cédés, matérialise l’hydro tropicale dans la carte d’électricité multi-énergie du groupe. Sur le secteur, le rapport 2024 annonçait un pipeline et une construction d’environ 2,7 GW de backlog côté Scatec : l’eau, dans ce récit, a servi d’espace de cession, pas d’actif moteur de la décennie.

Verdict WattsElse

SN Power n’a plus d’eau propre à vendre : l’Ouganda est devenu centrale tropicale chez TotalEnergies, le MWh a été échangé contre du NOK de bilan chez Scatec — bref, le vert tient à la trésorerie cédée autant qu’au fleuve courant.

Sources : scatec.com · scatec.com · scatec.com · fivas.org · scatec.com · scatec.com · totalenergies.com · connaissancedesenergies.org · agirpourlatransition.ademe.fr · economie.gouv.fr · miga.org · scatec.com · scatec.com · prnewswire.com · shanstatefrontline.com