Statkraft a publié le 29 octobre 2026 un trimestre contrasté : 14,7 TWh produits, soit −7 % sur un an, mais un résultat avant impôt de 5,9 milliards de couronnes norvégiennes. L’hydraulique norvégienne recule de 13 %. Les prix, les opérations de marché et des éléments comptables soutiennent les comptes. Le dossier présente aussi la poursuite du projet hydroélectrique Høyanger, encore soumis à autorisation.
Statkraft publie 14,7 TWh pour le troisième trimestre
Statkraft a dévoilé le 29 octobre ses résultats du troisième trimestre 2026. Le producteur annonce 14,7 TWh d’électricité, contre 15,8 TWh sur la même période de 2025. La baisse arrondie à 7 % concerne l’ensemble de sa production : elle ne mesure pas la seule hydroélectricité et ne décrit pas le bilan national norvégien. Le communiqué explique que le recul hydraulique en Norvège a été partiellement compensé ailleurs. Cette distinction est essentielle pour comprendre le résultat d’un groupe dont les activités dépassent les barrages. Statkraft : communiqué des résultats, 29 octobre 2026
La baisse représente 1,1 TWh, soit 1,1 milliard de kilowattheures. Sur les 92 jours de juillet à septembre, cet écart équivaudrait à environ 498 MW constants pendant 2 208 heures. Ce calcul donne un ordre de grandeur ; il n’identifie pas une centrale qui aurait été arrêtée pendant tout le trimestre. Il permet surtout de comparer un volume d’énergie avec une puissance accompagnée de sa durée, sans confondre les deux unités. Notre guide des MW et MWh détaille cette lecture. EIA : puissance et énergie
L’hydraulique norvégienne recule de 13 %, avec des différences locales
La présentation officielle ventile le total : l’hydroélectricité norvégienne passe de 10,9 à 9,5 TWh, tandis que les autres productions du groupe passent de 4,9 à 5,2 TWh. Le document rattache principalement le recul norvégien à l’hydrologie et précise que davantage de production au gaz en Allemagne contribue à la compensation. Une hausse hors de Norvège ne doit donc pas être automatiquement présentée comme un gain hydroélectrique. Le périmètre des technologies compte autant que celui des pays lorsque l’on lit ces chiffres. Statkraft : présentation du T3 2026, diapositive 11
Les zones norvégiennes ne suivent pas toutes la même direction. Les volumes présentés pour NO2 passent de 4,0 à 2,7 TWh ; ceux de NO4 passent de 3,1 à 3,4 TWh. La présentation montre également une progression en NO5, de 1,8 à 1,9 TWh. Ces valeurs arrondies décrivent les volumes de Statkraft dans les zones considérées, pas toute la production de ces régions. Elles montrent pourquoi il serait trompeur de raconter une baisse identique sur tous les ouvrages du pays ou d’attribuer chaque variation à une même cause locale.
Statkraft bénéficie de prix plus élevés, mais pas d’un prix unique
Le prix système nordique moyen présenté atteint 74,6 euros par MWh au T3 2026, contre 36,0 euros au T3 2025. Dans le même tableau, Kristiansand, en zone NO2, est à 121,4 euros par MWh contre 66,9 ; Tromsø, en NO4, à 21,3 contre 3,0. La comparaison porte bien sur les troisièmes trimestres de deux années différentes. Ces écarts géographiques donnent un contenu concret à l’expression « hausse des prix nordiques » : elle ne signifie pas que chaque centrale vend son électricité au même niveau. Statkraft : prix moyens, diapositives 10 et 12
Ce sont des indicateurs de marché, pas le tarif d’un contrat particulier ou la recette moyenne de chacun des barrages. Les volumes sont répartis entre zones et les modalités commerciales influencent les montants effectivement perçus. On ne peut donc pas multiplier indistinctement tous les térawattheures par le prix d’une seule zone pour reconstituer les revenus du groupe. La présentation donne des points de comparaison utiles, tout en laissant cette différence entre prix observé, production et résultat comptabilisé.
| Indicateur | 2026 | 2025 |
|---|---|---|
| Système nordique | 74,6 | 36,0 |
| Kristiansand / NO2 | 121,4 | 66,9 |
| Tromsø / NO4 | 21,3 | 3,0 |
Les résultats progressent aussi grâce à plusieurs activités
L’EBITDA sous-jacent du groupe atteint 5,2 milliards de couronnes norvégiennes, contre 3,1 milliards un an auparavant. Le communiqué attribue notamment cette amélioration aux prix nordiques et aux contributions des activités International et Markets. Les activités de marché ne sont pas assimilables à la production d’une centrale hydroélectrique précise. Leur présence dans le résultat rappelle que les comptes consolidés combinent des métiers différents, même lorsque l’hydroélectricité occupe une place importante dans le parc et dans la stratégie de Statkraft.
Le bénéfice avant impôt passe à 5,9 milliards de couronnes norvégiennes, tandis que le résultat net ressort à 3,5 milliards, après une perte de 0,7 milliard au T3 2025. L’EBITDA sous-jacent, le résultat avant impôt et le résultat net correspondent à des étapes différentes des comptes. Le communiqué mentionne notamment des effets de change favorables. Ces nombres ne doivent donc pas être additionnés ou présentés comme trois recettes distinctes de vente d’électricité ; chacun répond à une question comptable propre.
Los Lagos : une reprise de dépréciation n’est pas une nouvelle production
Le dossier fait également apparaître une reprise nette de dépréciation de 0,9 milliard de couronnes. Statkraft indique qu’elle reflète principalement une reprise de 1,2 milliard concernant le projet hydroélectrique Los Lagos, au Chili, partiellement compensée par des dépréciations du projet éolien Torsa dans le même pays. Cette information contribue à expliquer le résultat financier publié. Elle décrit une évolution comptable de la valeur d’actifs, sans annoncer dans ce passage une quantité supplémentaire d’électricité effectivement livrée au réseau.
Cette distinction change la lecture du trimestre. Une amélioration des comptes peut combiner une meilleure valorisation commerciale, la contribution d’autres activités et des éléments comptables. L’expliquer évite de conclure que chaque turbine serait devenue plus rentable ou plus efficace dans la même proportion. Le dossier du 29 octobre ne fournit pas une marge unitaire par centrale. L’information solide est l’évolution des indicateurs du groupe et les facteurs qu’il cite pour l’expliquer, avec leurs périmètres respectifs.
765 MW décidés ne signifient pas 765 MW déjà raccordés
À fin septembre, le groupe indique avoir pris des décisions d’investissement représentant 765 MW de nouvelles capacités renouvelables. Ce cumul ne se limite pas à l’hydroélectricité. La présentation distingue les 126 MW décidés pendant le trimestre : 65 MW pour le solaire Sheepwash et 36 MW pour l’éolien Mossy Hill au Royaume-Uni, ainsi que 25 MW pour le stockage par batteries Talayuela II en Espagne. Additionner ces puissances décrit ici un portefeuille de décisions de technologies différentes, pas une nouvelle production hydraulique.
Une autre diapositive traite des mises en exploitation : 260 MW, répartis entre 62 MW d’éolien renouvelé à Montes del Cierzo, en Espagne, et 198 MW solaires à Santa Eugenia, au Brésil. Le périmètre est différent de celui des décisions d’investissement. La présentation sépare donc des capacités engagées et des capacités entrées en service ; ce sont deux états du développement des projets. Aucun de ces totaux ne doit être transformé en quantité d’énergie produite sans données et durée complémentaires. Statkraft : décisions et mises en exploitation, diapositives 6 et 7
Høyanger : le projet hydraulique reste soumis à autorisation
Le point d’étape trimestriel cite le dépôt de la demande d’autorisation pour Høyanger. L’annonce détaillée du projet date du 21 août 2026 : il ne s’agit donc pas d’une première présentation du site le 29 octobre. Statkraft prévoit de remplacer les installations Høyanger K5A et K5B par de nouveaux ouvrages Høyanger et Breidal. Le projet vise environ 257 MW, contre quelque 109 MW existants, et une production annuelle estimée autour de 780 GWh, contre environ 700 GWh. Ces objectifs restent ceux d’un projet, pas des performances nouvelles déjà reçues. Statkraft : dossier Høyanger annoncé le 21 août 2026
La hausse de puissance visée est beaucoup plus marquée que celle de l’énergie annuelle estimée. Cela traduit l’intérêt porté à la capacité de produire davantage à certains moments, et pas seulement à l’augmentation d’un total annuel. L’annonce prévoit de conserver les ressources déjà régulées, sans nouveaux réservoirs ni nouveaux apports d’eau. Elle décrit néanmoins de nouvelles prises, des tunnels et une centrale souterraine : réutiliser un aménagement ne signifie pas qu’aucun chantier ni effet local n’est à examiner.
Le même document prévoit une instruction par la NVE et une consultation. Une autorisation, une décision d’investissement et un plan environnemental détaillé doivent précéder un éventuel chantier. La durée de construction annoncée de quatre à cinq ans est conditionnelle ; ce n’est pas un calendrier de mise en service acquis. Pour lire les puissances et les retenues sans mélanger ces étapes, le guide des barrages français propose des repères complémentaires ; la fiche de Montézic explique une autre configuration, celle du pompage-turbinage.
Ce qu’il faut suivre après ce trimestre
Les prochaines publications permettront de suivre la production norvégienne, les écarts entre zones et l’évolution des prix. Le projet Høyanger devra, de son côté, être suivi au travers des étapes d’autorisation et de décision décrites par son porteur. Ces deux calendriers ne sont pas interchangeables : les résultats trimestriels portent sur des activités existantes, tandis qu’un dossier d’aménagement concerne un développement futur. Cette séparation permet de suivre de véritables avancées plutôt que de présenter chaque rappel d’un projet comme une nouvelle mise en service.
Le message du 29 octobre dépasse ainsi une simple opposition entre baisse de production et hausse des bénéfices. Il montre un parc hydraulique soumis à l’eau disponible, des marchés géographiques très différents et des comptes qui agrègent plusieurs activités. Pour l’hydroélectricité, Høyanger apporte une illustration précise de la recherche de puissance et de souplesse à partir d’ouvrages existants. Le bilan ne promet ni production illimitée ni résultat garanti ; il fournit des chiffres et des étapes identifiables à comparer lors des prochains points officiels.
Annonce et présentation Statkraft du 29 octobre 2026, sources contrôlées le 30 octobre. Données du T3 comparées au T3 2025. Calcul d’équivalence distinct des mesures d’exploitation ; projets et étapes conditionnelles signalés.
14,7 TWh désigne l’électricité produite par l’ensemble du groupe pendant le trimestre ; 9,5 TWh concerne son hydraulique norvégienne. Les 257 MW et 780 GWh annuels de Høyanger sont des objectifs de projet. EBITDA, résultat avant impôt et résultat net restent trois indicateurs financiers distincts.