EDF : Résultats annuels 2025 : Performance opérationnelle solide Cash-flow positif entraînant une baisse de la dette financière nette

Résultats annuels 2025

Performance opérationnelle solide
Cash-flow positif entraînant une baisse de la dette financière nette

Performance soutenue par la production nucléaire en France au plus haut depuis 6 ans

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 

Résultats financiers

• 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 ⁽⁴⁾

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.

Performance opérationnelle et faits marquants

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 ⁽⁵⁾ 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 4^ème 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 ⁽⁶⁾. 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 ⁽⁷⁾.
• Production hydraulique en baisse de 9,1 TWh à 46,4 TWh ⁽⁸⁾ 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 ⁽⁹⁾.
  • 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 ⁽¹⁰⁾ 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.

Résultats financiers par segment :

• EBITDA

Le chiffre d’affaires ci-dessous est présenté aux bornes des segments, avant les éliminations inter-segments.

• France - Activités de production et commercialisation 

L’EBITDA est en recul en raison de la baisse des prix de vente (-5,7 Mds€). Elle s'explique notamment pour le tarif réglementé, outre la part ARENH à 42 €/MWh, par un prix de marché moyen à terme lissé pour 2025 des 2 années précédentes de 103 €/MWh versus 192 €/MWh pour 2024, et un prix de l’écrêtement ARENH de 74 €/MWh pour 2025 versus 102 €/MWh pour 2024.
La production hydraulique après une année 2024 exceptionnelle contribue également à la baisse de l’EBITDA
(-1,3 Md€) ; son effet est partiellement compensé par la hausse de la production nucléaire (+0,7 Md€).

• France - Activités régulées ⁽¹³⁾

La hausse de l’EBITDA s’explique principalement par un effet prix positif estimé à environ 1,6 Md€, en raison de l’évolution du TURPE ⁽¹⁴⁾ et des achats d’énergie pour compenser les pertes réseaux effectués à des prix de marché moins élevés qu’en 2024 (0,5 Md€).

• EDF power solutions

La baisse de l’EBITDA d’EDF power solutions SA s’explique essentiellement par la rotation du portefeuille, avec en particulier des opérations significatives sur des parcs aux États-Unis et au Brésil faites en 2024.

En Belgique, le recul de l’EBITDA s’explique essentiellement par un effet prix négatif, une baisse de la production, ainsi que la révision triennale des provisions nucléaires.

Au Brésil, l’EBITDA 2025 s’explique par la fin du Power Purchase Agreement attaché à la centrale d’EDF Norte Fluminense en décembre 2024 pour laquelle un accord de cession a été signé fin 2025.

• Dalkia

L’augmentation de l’EBITDA s’explique par la performance des activités commerciales et de travaux en France et à l’international dans les services d’efficacité énergétique et les activités de décarbonation, notamment dans les réseaux de chaleur et l’industrie. Cette hausse permet de compenser la baisse d’activité liée à l’arrêt d’une partie du parc de cogénérations gaz.

• Industrie et services

Les commandes pour le projet Sizewell C au Royaume-Uni et un niveau d’activité accru de la Base Installée et du Contrôle Commande aux États-Unis expliquent la hausse de l’EBITDA de Framatome. Les prises de commande s’établissent à environ 5,9 Mds€ à fin 2025.

L’EBITDA d’Arabelle Solutions s’élève à 12 M€ (-63 M€ en contributif Groupe). L’entreprise a annoncé un investissement de 350 M€ d’ici 2027 pour l’extension de son usine de Belfort pour renforcer sa capacité industrielle.

• Royaume-Uni

Le recul de l'EBITDA s'explique par le recul de la production nucléaire de 4,4 TWh en lien avec les arrêts fortuits, notamment à Hartlepool, et un programme de maintenance plus chargé, ainsi que par l’impact de la baisse des prix de marché sur les prix nucléaires réalisés.
Par ailleurs, les activités de commercialisation font face à une concurrence accrue dans un contexte de moindre volatilité des prix de marché.

• Italie 

La baisse de l’EBITDA s’explique, en particulier dans les activités gaz, par de moindres opportunités d’optimisation du portefeuille gaz à long terme. 

Dans les activités de production d’électricité, la baisse de la production renouvelable, après des conditions d’hydraulicité exceptionnelles en 2024, est en partie compensée par une hausse de la production thermique.

Dans les activités de commercialisation, le nombre des clients est en croissance mais les marges sont en retrait.

• Autres

La hausse de l’EBITDA des activités gazières s’explique par l’optimisation des positions prises dans le contrat avec le terminal de Dunkerque, malgré une dégradation des marges dans les activités de stockage.

Dans un contexte de baisse importante des prix et de marché incertain, l’EBITDA d’EDF Trading est en baisse mais reste supérieur au niveau des résultats d’avant la crise énergétique.

Extrait des comptes consolidés

Compte de résultat consolidé

(1) Les autres consommations externes et les charges de personnel sont nettes de la production stockée et immobilisée. À fin 2025, la production stockée et immobilisée relative aux frais de personnel qui était présentée au sein des « Autres consommations externes » est présentée en déduction des « Charges de personnel » sans impact en EBITDA. L'information comparative de l'exercice 2024 a été retraitée en conséquence (voir notes 5 et 5.3 des comptes consolidés).

Bilan consolidé

(1) Au 31.12.2025, les « Participations reçues sur le financement d’immobilisations en concession et subventions d'investissements reçues » qui étaient présentées au sein des « Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement » sont reclassées au sein des « Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement poursuivies » pour un montant de 400 M€ (676 M€ au 31.12.2024).
(2) Au 31.12.2025, le compte « Prêts et créances financières » inclut la contrepartie aux appels de marges payés au titre des dérivés adossés à la dette financière pour 902 M€. Au 31.12.2024, cette contrepartie était maintenue au sein du compte « Trésorerie et équivalents de trésorerie » pour 151 M€. Ce retraitement impacte la ligne « Variations d'actifs financiers » pour -751 M€ au 31.12.2025, l'impact aurait été de +433 M€ au 31.12.2024 si l'information comparative avait été retraitée.
(3) Comprenaient en 2024, l'augmentation de capital du gouvernement britannique dans le projet Sizewell C pour 2 359 M€, l'augmentation de capital Natixis Belgique Investissements dans EDF Investissements Groupe pour 500 M€, ainsi que le rachat des parts minoritaires de Framatome détenues par Assystem pour -205 M€.
(4) Dont -2 007 M€ au titre du rachat des TSDI en 2025 (-3 031 M€ en 2024).

Principaux communiqués de presse depuis la publication des résultats semestriels 2025

Gouvernance

• Nomination au sein du Conseil d’administration d’EDF (CP du 19.02.2026)
• Évolutions au sein du Comité Exécutif du groupe EDF (CP du 19.12.2025)
• Nomination de Béatrice Bigois au Comité Exécutif du groupe EDF (CP du 09.12.2025)
• Nomination de Gregory Trannoy au poste de Directeur coordination exécutif du groupe EDF (CP du 25.09.2025)
• Nomination au sein du Conseil d’administration d’EDF (CP du 25.09.2025)
• Nomination de Claude Laruelle au Comité Exécutif du groupe EDF (CP du 27.08.2025)

Nucléaire

• Le groupe EDF partage les principaux enseignements de son rapport sur la modulation de son parc de production (CP du 16.02.2026)
• Estimation de production nucléaire d’EDF en France (CP du 18.12.2025)
• EDF présente son devis prévisionnel du programme EPR2 à hauteur de 72,8 Md€ (CP du 18.12.2025)
• Point d’actualité sur l’EPR de Flamanville : le réacteur a atteint 100 % de puissance nucléaire (CP du 14.12.2025)
• EDF clôture le World Nuclear Exhibition 2025 avec une série d’accords et de contrats, soutenant le développement du nucléaire en France et à l’international, ainsi que la poursuite de l’exploitation de son parc nucléaire (CP du 06.11.2025)
• EDF signe de nouveaux contrats avec ses partenaires pour le programme EPR2 (CP du 05.11.2025)
• Data4NuclearX, un espace numérique souverain et sécurisé pour la filière nucléaire (CP du 05.11.2025)
• EDF annonce la finalisation du financement du projet Sizewell C (Financial close) (CP du 04.11.2025)
• EDF rehausse l’estimation de production nucléaire en France pour 2025 (CP du 13.10.2025)

Renouvelables

• Inauguration des infrastructures de transition énergétique à Maripasoula en Guyane (CP du 14.10.2025)
• EDF power solutions et Refocosta mettent en service la plus grande centrale biomasse bois de Colombie (CP du 03.10.2025)

Clients        

• Exeltium et EDF concluent un accord pour la livraison de volumes d’électricité supplémentaires pour les industriels électro-intensifs actionnaires d’Exeltium (CP du 14.01.2026)
• ArcelorMittal et EDF signent un contrat de long terme pour sécuriser un approvisionnement électrique bas carbone (CP du 06.01.2026)
• GEODIS et EDF s’engagent pour la décarbonation de la chaîne logistique en France et à l’international (CP du 08.12.2025)
• Verkor et EDF signent un partenariat industriel structurant sur 12 ans au service d’une électricité bas carbone (CP du 03.12.2025)
• EDF et OpCore s’engagent pour le développement d’un centre de données de grande puissance sur le site de l’ancienne centrale thermique de Montereau-Vallée-de-la-Seine (Seine-et-Marne) (CP du 17.11.2025)
• EDF élargit le périmètre des acteurs éligibles aux contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) (CP du 13.11.2025)
• Data4 signe un accord avec EDF pour l’approvisionnement en électricité bas carbone de ses datacenters en France (CP du 04.09.2025)
• Lafarge France et EDF signent un accord pour un approvisionnement long terme en électricité bas carbone (CP du 03.09.2025)

Financements

• EDF annonce l’exercice de l’option de remboursement d’obligations hybride (CP du 16.12.2025)
• EDF annonce le remboursement anticipé de prêts bancaires pour un montant total de 7,4 milliards d’euros (CP du 22.10.2025)
• EDF annonce les résultats définitifs de l’offre de rachat portant sur deux souches d'obligations hybrides (CP du 07.11.2025)
• EDF annonce le succès de son émission d’obligations hybrides vertes pour un montant nominal de 1,25 milliard d’euros (CP du 29.09.2025)
• EDF et la Banque Européenne d’Investissement (BEI) annoncent la signature d’un contrat de financement de 500 millions d’euros au service de la modernisation et la résilience du réseau public de distribution d’électricité géré par Enedis. (CP du 05.09.2025)
• EDF annonce le succès de son émission inaugurale d’obligations senior « Kangourou » multi-tranches pour un montant nominal de 1 milliard de dollars australiens (CP du 21.08.2025)

A propos d’EDF
Acteur majeur de la transition énergétique, le groupe EDF est un énergéticien intégré, présent sur l’ensemble des métiers : la production, la distribution, le négoce, la vente d’énergie et les services énergétiques. Leader des énergies bas carbone dans le monde avec une production de 515 TWh décarbonée à 95 % et une intensité carbone de 26,5 gCO₂/kWh en 2025, le Groupe a développé un mix de production diversifié basé principalement sur l’énergie nucléaire et renouvelable (y compris l’hydraulique) et investit dans de nouvelles technologies pour accompagner la transition énergétique. La raison d’être d’EDF est de construire un avenir énergétique neutre en CO₂ conciliant préservation de la planète, bien-être et développement, grâce à l’électricité et à des solutions et services innovants. Le Groupe fournit de l’énergie et des services à environ 41 millions de clients ⁽¹⁾ et a réalisé un chiffre d’affaires de 113,3 milliards d’euros en 2025.

(1)   Le portefeuille de clients est constitué de contrats électricité, gaz et services récurrents.

Ce communiqué est uniquement destiné à des fins d'information et ne constitue pas une offre ou une sollicitation pour la vente ou l'achat de titres, d'une partie de l'entreprise ou des actifs décrits ici, ou de tout autre intérêt, aux États-Unis ou dans tout autre pays. La présente communication contient des déclarations ou informations prospectives. Bien qu’EDF estime que les attentes reflétées dans ces déclarations prospectives sont basées sur des hypothèses raisonnables au moment où elles sont faites, ces hypothèses sont intrinsèquement incertaines et impliquent un certain nombre de risques et d'incertitudes qui sont hors du contrôle d’EDF. Par conséquent, EDF ne peut donner aucune garantie que ces hypothèses se réaliseront. Les événements futurs et les résultats réels, financiers ou autres, peuvent différer sensiblement des hypothèses évoquées dans les déclarations prospectives en raison des risques et des incertitudes, y compris, et sans limitation, les changements possibles dans le calendrier et la réalisation des transactions qui y sont décrites. Les risques et incertitudes (liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel, réglementaire, et climatique) peuvent inclure les évolutions de la conjoncture économique et commerciale, de la réglementation, ainsi que ceux qui sont développés ou identifiés dans les documents publics déposés par EDF auprès de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF), y compris ceux énumérés sous la section 2.2 « Risques auxquels le Groupe est exposé » du document d’enregistrement universel (URD) d’EDF (sous le numéro D.25-0183) enregistré auprès de l’AMF le 27 mars 2025, consultable en ligne sur le site internet de l’AMF à l’adresse www.amf-france.org ou celui d’EDF à l’adresse www.edf.fr.
EDF ni aucun de ses affiliés ne s’engage ni n'a l'obligation de mettre à jour les informations de nature prospective contenues dans ce document pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation

(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.
(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).
(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.
(10) Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l’énergie.
(1) Ce segment comprend les deux segments EDF Renouvelables et Autre international, voir note 4 de l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2025.
(2) Ce segment comprend Framatome et Arabelle Solutions. Néanmoins, le compte de résultat d’Arabelle Solutions n’est intégré qu’à partir du 1er juin 2024.
(3) Activités régulées comprenant Enedis, ÉS et les activités insulaires.
(4) Indexation de +4,81 % au 1er novembre 2024 et de +7,7 % au 1er février 2025 du TURPE 6 distribution et de -1,92 % au 1er août du TURPE 7 distribution.
(1) Entité juridique, anciennement EDF Renouvelables.

Pièce jointe

• CP résultats FY 2025 V20.02