Résultats annuels 2025

Production : 515 TWh (dont 373 TWh de production nucléaire en France)

Chiffre d’affaires : 113,3 Mds€
EBITDA : 29,3 Mds€
Résultat net part du Groupe : 8,4 Mds€

Cash-flow opérationnel : 9,6 Mds€ 
Endettement Financier Net : 51,5 Mds€ 
Ratio EFN / EBITDA : 1,8x - Ratio DEA ⁽¹⁾ / EBITDA ajusté : 2,6x

Amélioration de la notation d’EDF par S&P à BBB+ stable en janvier 2026.

Le Conseil d’administration d’EDF, réuni le 19 février 2026 sous la présidence de Bernard Fontana, a arrêté les comptes consolidés clos le 31 décembre 2025. 
Bernard Fontana, Président-Directeur général d’EDF a déclaré : 
« Sûreté, sécurité, santé sont les priorités du Groupe, afin de fournir à nos clients une électricité compétitive, souveraine et bas carbone. 
L’année 2025 a été marquée par des résultats opérationnels et financiers solides. Ces résultats traduisent les actions engagées pour augmenter durablement notre performance opérationnelle, avec une production nucléaire en hausse, une production record des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et l’accélération du déploiement de notre nouvelle politique commerciale. EDF offre à ses clients, et en particulier aux électro-intensifs, une visibilité de long terme sur le prix de l’électricité. Flamanville 3 a atteint 100 % de puissance et nous avons présenté le devis prévisionnel du programme EPR2. 
Fiers d’être EDF depuis 80 ans, et engagés pour les décennies à venir. »

Perspectives 

EBITDA 2026 solide, attendu en léger retrait dans un contexte de baisse des prix de marché. 
Production nucléaire en France estimée à 350-370 TWh en 2026 et 2027, et à 345-375 TWh en 2028.

Objectifs 2027 confirmés ⁽²⁾

Endettement Financier Net / EBITDA : ≤ 2,5x
Dette Economique Ajustée / EBITDA ajusté ⁽³⁾ : ≤ 4x 

 

(1) Dette Economique Ajustée de 81,7 Mds€ (-6,0 Mds€ versus 2024)
(2) Sur la base du périmètre, des taux de change, des lois et règlements en vigueur au 01/01/2026 et d’une hypothèse de production nucléaire en France y compris Flamanville 3 de 350-370 TWh en 2026 et 2027.
(3) Ratio à méthodologie S&P constante.  
 

•    EBITDA

L’EBITDA s’élève à 29,3 Mds€ versus 36,5 Mds€ en 2024 dans un contexte de baisse des prix de marché, grâce à la hausse de la production nucléaire en France et la croissance des activités régulées, malgré une moindre production hydraulique.

•    Résultat financier 

Le résultat financier est une charge de 1,6 Md€ en hausse de 0,6 Md€ versus 2024 en raison de : 
•    la performance du portefeuille des actifs dédiés plus faible (6,8 % versus 10,8 % en 2024), liée à des marchés actions moins favorables en 2025 (impact estimé à -1,1 Md€) ;
•    la gestion active de la dette, dans un contexte de recul des taux d’intérêt, qui a permis de diminuer le coût de l’endettement financier brut de 0,7 Md€.

•    Résultat net 

Le résultat net courant s’élève à 9,6 Mds€ versus 15,2 Mds€ en 2024 principalement en raison du recul de l’EBITDA. La charge d’impôt est en baisse de 1,2 Md€ en lien avec celle du résultat, malgré un taux effectif d’impôt de 31,6 %, impacté notamment par la contribution exceptionnelle.
Le résultat net part du Groupe de 8,4 Mds€ versus 11,4 Mds€ en 2024 est en recul de 3,0 Mds€ en raison principalement des éléments après impôt non courants suivants :
•    une dépréciation de la valeur du projet Hinkley Point C pour 2,5 Mds€ essentiellement en raison de la baisse de 3 £2012/MWh du contrat pour différence à 89,5 £2012/MWh en lien avec la décision finale d’investissement de Sizewell C, intégralement compensée par le versement à Hinkley Point C de 1,6 Md£ au titre du savoir-faire et de l’effet de série dont Sizewell C a bénéficié, et du décalage de 12 mois de la mise en service de l’Unité 1 lié aux travaux électromécaniques ;
•    la variation de juste valeur des instruments financiers (-0,9 Md€) et la volatilité des commodités (-0,8 Md€).

•    Cash-flow opérationnel

Le cash-flow opérationnel de 9,6 Mds€ est essentiellement lié au cash généré par les activités régulées et non régulées en France et les activités de trading, ainsi que l’encaissement de 1,6 Md£ au titre du savoir-faire et de l’effet de série dont Sizewell C a bénéficié. 
Le besoin en fonds de roulement diminue de 2,1 Mds€, essentiellement en raison de :
•    une amélioration de 3,5 Mds€ en raison de la diminution des créances clients liée à la baisse des prix ;
•    une dégradation de 1,4 Md€ liée à un déficit de compensation des charges dans le mécanisme de CSPE.
Les investissements nets atteignent 24,0 Mds€, en hausse de 1,6 Md€ en raison principalement du projet Hinkley Point C et du programme EPR2, ainsi que du développement et de l’adaptation des réseaux au changement climatique. En 2024, les investissements intégraient l’acquisition d’Arabelle Solutions et des 5 % d’Assystem dans le capital de Framatome pour 0,9 Md€.

•    Cash-flow

Le cash-flow s’établit à 2,9 Mds€ versus 3,9 Mds€ en 2024. Edison a réalisé des cessions pour 0,9 Md€ et EDF a distribué une prime d’émission de 2 Mds€ à l’État.

•    Endettement financier net ⁽¹⁾

L’endettement financier net de 51,5 Mds€ est en baisse de 2,9 Mds€ par rapport à fin 2024. 
EDF a émis plus de 4,9 Mds€ d’obligations vertes pour financer le développement de ses activités nucléaires et renouvelables, y compris Hinkley Point C après l’élargissement du Green Financing Framework. 
 

(1) L’endettement financier net n’est pas défini par les normes comptables et n’apparaît pas en lecture directe dans le bilan consolidé du Groupe. Il correspond aux emprunts et dettes financières diminués de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ainsi que des actifs liquides (actifs financiers composés de fonds ou de titres de taux de maturité initiale supérieure à 3 mois, facilement convertibles en trésorerie, et gérés dans le cadre d’un objectif de liquidité).

Le Groupe, engagé pour la souveraineté énergétique et industrielle, accompagne ses clients

• Accélération du déploiement de la politique commerciale : 
  • 47 TWh par an de contrats moyen et long terme ⁽¹⁾ ont été signés à fin 2025 incluant 18 000 contrats de moyen terme et 18 contrats long terme pour les industriels électro-intensifs, dont 12 contrats d’allocation de production nucléaire.
  • Stabilité du portefeuille de clients dans les pays du G4 (France, Royaume-Uni, Italie, Belgique). 
• Électrification des usages : 
  • Lancement d’un nouvel appel à manifestation d’intérêt pour l’installation d’un centre de données sur un 4ème site d’EDF.
  • Plus de 400 000 points de recharge pour véhicules électriques déployés ou gérés.
• Renforcement de la stabilité du système électrique insulaire : mise en service d’un compensateur synchrone en Guadeloupe, en réponse au développement des renouvelables.
• Renouvellement de la concession du réseau de chaleur de Paris (5 TWh par an) : le Conseil de Paris a choisi le groupement Dalkia / Eiffage / RATP Solutions Ville ⁽²⁾. Contrats signés par Dalkia en 2025 représentant 1,4 TWh de chaleur bas carbone par an pour les réseaux urbains (hors Paris).

Production, résilience et souveraineté

• Production nucléaire en France en hausse de 11,3 TWh à 373,0 TWh : elle reflète la bonne disponibilité des réacteurs en fonctionnement, des arrêts de tranche bien maîtrisés et toujours une forte modulation de 33 TWh ⁽³⁾.
• Production hydraulique en baisse de 9,1 TWh à 46,4 TWh ⁽⁴⁾ après des conditions hydrauliques exceptionnelles en 2024, limitée grâce à une disponibilité élevée des installations.
• Production éolienne et solaire en hausse de 2,1 % à 29,2 TWh due notamment aux nouvelles capacités installées malgré des conditions de vent moins favorables. Le portefeuille de projets éoliens et solaires atteint 95,5 GW bruts.
• Avec 95 % de production décarbonée, EDF a une intensité carbone parmi les plus faibles au monde de 26,5 gCO2 / kWh, en baisse de 10,5 % par rapport à 2024.
• Programme de résilience pour tout le parc de production avec l’adaptation des centrales nucléaires face au changement climatique, des travaux pour augmenter la disponibilité et la résilience des infrastructures hydrauliques.
• Politique industrielle au service de la souveraineté : renforcement et consolidation de la supply chain et partenariats locaux, investissements dans l’outil industriel, augmentation de puissance de 13 réacteurs de 900 MW entre 2027 et 2035.

Poursuite du développement des projets bas carbone

• EDF se mobilise pour ses projets nucléaires :
  • Flamanville 3 : atteinte des 100 % de puissance.
  • EPR2 : présentation du devis prévisionnel de 72,8 Mds€₂₀₂₀.
  • Hinkley Point C : 
    •    Livraison de la cuve du réacteur de l’Unité 2 par Framatome ;
    •    Ajustement du planning de démarrage de la production de l’Unité 1 en 2030 et mobilisation sur le lot électromécanique, et du coût à terminaison à 35 Mds£₂₀₁₅ ⁽⁵⁾.
  • Sizewell C : décision finale d’investissement et finalisation du financement du projet. Paiement de 1,6 Md£ au bénéfice d’Hinkley Point C au titre du savoir-faire du projet Hinkley Point C et l’effet de série dont a bénéficié Sizewell C.
• EDF poursuit ses projets renouvelables :
  • Hydraulique : proposition de loi adoptée par l’Assemblée nationale pour la mise en œuvre de l’accord de principe entre la France et la Commission européenne pour le passage d’un régime de concessions à un régime d’autorisations.
  • Renouvelables : 3 GW bruts mis en service.

Des réseaux engagés au service de la transition énergétique

• Raccordements par Enedis ⁽⁶⁾ de 11 700 points de livraison alimentant 486 000 points de recharge de véhicules électriques et plus de 185 000 installations renouvelables (6,6 GW) en 2025. En territoires d’outre-mer, les délais de raccordement d’EDF SEI ont été divisés par 2 en 3 ans.
• Qualité des réseaux : Enedis a baissé de près de 10 minutes, à 61,9 minutes, le temps moyen de coupure, hors événements exceptionnels (Critère B HIX).
• Résilience du réseau face aux événements climatiques : après la tempête Goretti, 90 % de clients rétablis en 36 h grâce à la mobilisation de 1 850 techniciens et salariés d’entreprises partenaires.

EDF répond à la hausse des besoins de flexibilité dans un système électrique plus complexe

• Nouvelles heures creuses / heures pleines pour 1,7 million de clients d’Enedis, avec un objectif de déplacer 5 GW de consommation quand la production solaire le permet d’ici 2027.
• Déploiement des offres de flexibilité pour les clients :
  • +20 % de points de charge pilotables pour la recharge des véhicules électriques.
  • Plus de 1,2 million de clients résidentiels en France avec une offre de flexibilité.
• Augmentation de la flexibilité dans la production :
  • Production record de 6 TWh par les stations hydrauliques de transfert d’énergie par pompage.
  • Hausse des capacités de stockage (hors hydraulique) : 1 GW en opération, dont la batterie de 15 MW couplée à la centrale de Blénod et la centrale solaire avec batterie en Guyane, et 2,7 GW en projets.
• Enjeux de la modulation sur les opérations et la maintenance des parcs hydraulique, thermique et nucléaire et la résilience du système électrique.

Le Conseil d’administration d’EDF du 19 février 2026 a décidé de proposer à l’Assemblée générale ordinaire qui sera convoquée pour statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2025, le versement d’un dividende de 1 Md€ au titre de l’exercice 2025.

(1) En équivalent annuel.
(2) Vote du 17 décembre 2025.
(3) Y compris services-systèmes et mécanisme d’ajustement.
(4) Après déduction de la consommation du pompage, cette production est de 37,9 TWh en 2025 vs 47,8 TWh en 2024.
(5) Un retard de 12 mois conduirait à un coût supplémentaire de 1Md£2015.
(6) Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l’énergie.