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Consommation en panne, baisse des prix de l'électricité: EDF entame une année 2026 de défis

Connaissance des Énergies avec AFP le 20 février 2026

Le géant électricien EDF aborde une année 2026 chargée en défis financiers et industriels, mais dans un contexte de baisse des prix de l'électricité qui pèse sur sa rentabilité, à l'heure où l'entreprise publique est appelée à mener le chantier de la relance du nucléaire en France.

A quelques semaines du 80e anniversaire de sa naissance, EDF a annoncé un bénéfice net 2025 en recul de 26,3% à 8,4 milliards d'euros, notamment affecté par la baisse continue des prix sur les marchés de l'électricité, loin des sommets de la crise énergétique de 2022.

Une tendance qui devrait se poursuivre: en 2026, il prévoit un Ebitda (indicateur de rentabilité) "attendu en léger retrait dans un contexte de baisse des prix de marché", selon son communiqué.

Ses comptes ont également pâti d'un "ajustement" du planning et du coût de son projet au Royaume-Uni de deux réacteurs à Hinkley Point C, désormais estimé à 35 milliards de livres, au-dessus de la fourchette prévue de 31-34 mds de livres. Le démarrage du premier est désormais attendu pour 2030, en raison de contraintes logistiques, encore dans la fourchette envisagée qui s'étalait entre 2029 et 2031.

Le PDG Bernard Fontana s'est félicité de résultats "solides", qui traduisent "les actions engagées pour augmenter durablement notre performance opérationnelle", notamment avec la poursuite de la "remontada" de la production nucléaire (373 TWh), tirée notamment par l'optimisation des arrêts pour maintenance.

En conséquence, EDF versera un dividende d'1 milliard d'euros à son unique actionnaire, l'Etat

Fort aussi de l'amélioration de ses flux de trésorerie, le groupe continue de réduire son endettement, ramené à 51,5 milliards d'euros (-2,9 milliards d'euros).

En 2024, le groupe avait engrangé un bénéfice record de 11,4 milliards d'euros, peu avant l'éviction de son PDG Luc Rémont, en désaccord avec l'Etat, et la nomination en mai 2025 par l'Elysée du discret patron de l'équipementier Framatome, filiale d'EDF.

Face à une pile de dossiers brûlants, Bernard Fontana s'est fixé comme priorités de pacifier les relations avec les industriels sur le prix de l'électricité, enjeu majeur de compétitivité, et d'accélérer le programme de relance du nucléaire.

Sous réserve du feu vert de Bruxelles, sur le mécanisme de financement partagé entre EDF et Etat, l'entreprise, pourrait annoncer fin 2026 sa décision officielle d'investir pour six nouveaux réacteurs, conformément à la nouvelle feuille de route énergétique de la France.

- Mur d'investissements -

Sa publication, la semaine dernière par le gouvernement, a mis fin au moins temporairement aux atermoiements politiques sur la place du nucléaire et des renouvelables: à rebours de la précédente qui prévoyait de fermer 14 réacteurs, la nouvelle confirme la priorité à l'atome, avec la possibilité d'en construire 8 autres, tout en ménageant l'éolien et solaire.

Mais de nombreux défis financiers, industriels et humains demeurent, à l'heure où le groupe, toujours lesté d'une dette abyssale, doit engager jusqu'à 460 milliards d'investissements d'ici 2040, selon la Cour des comptes.

Si bien que Bernard Fontana a fait des économies et de l'efficacité ses lignes directrices. Le dirigeant vise un milliard d'euros par an d'économies sur les frais généraux d'ici 2030, en simplifiant l'organisation et les processus. Il faudra en outre être "sélectif sur certains investissements, notamment à l'international", a confirmé en conférence de presse le PDG, avec la possibilité de cessions dans les renouvelables aux Etats-Unis.

Alors que le coût du projet des six premiers EPR2 a été réévalué à 72,8 milliards d'euros, EDF aura en outre fort à faire pour oublier les déboires de son chantier fleuve de l'EPR de Flamanville, comme ceux de son chantier britannique à Hinkley Point.

Le tout dans un contexte compliqué pour EDF qui doit composer, non seulement avec des prix en baisse sur les marchés, mais avec une consommation d'électricité qui patine, en attendant un grand plan d'électrification du gouvernement pour accélérer le transfert des consommations d'énergies fossiles importées et coûteuses vers l'électricité.

Fort de sa production décarbonée à 95%, EDF doit conquérir de nouveaux clients, parmi les particuliers (voitures électriques, pompes à chaleur), les entreprises et les grands industriels et bientôt avec les centres de données, très gourmands en électricité.

"Produire plus pour vendre plus, c'est aujourd'hui la priorité du groupe", a souligné Claude Laruelle, directeur exécutif Groupe.

EDF annonces ses résultats de 2025... et « un ajustement » concernant Hinkley Point C

Connaissance des Énergies avec AFP le 20 février 2026

Le géant électricien français EDF a annoncé vendredi un bénéfice net en recul de 26,3% en 2025, affecté par la baisse des prix de l'électricité sur les marchés, partiellement compensée par la hausse de la production nucléaire.

Une production nucléaire de 373 TWh en 2025

Le bénéfice net s'est inscrit à 8,4 milliards d'euros, après 11,4 milliards d'euros en 2024, qui était une année record, tandis que son chiffre d'affaires a reculé de 4,5% à 113,3 milliards, selon un communiqué.

Fort de l'amélioration de ses flux de trésorerie, le groupe, à l'aube de lourds investissements dans la relance du nucléaire en France, continue de réduire son endettement désormais ramené à 51,5 milliards d'euros, en baisse de 2,9 milliards d'euros par rapport à fin 2024.

Ces résultats le conduisent à proposer le versement d'un dividende d'1 milliard d'euros à son unique actionnaire, l'État.

"L'année 2025 a été marquée par des résultats opérationnels et financiers solides", qui traduisent "les actions engagées pour augmenter durablement notre performance opérationnelle, avec une production nucléaire en hausse" à 373 TWh, notamment, a commenté le PDG Bernard Fontana, cité dans le communiqué.

Les dernières annonces sur Hinkley Point C

Par ailleurs, le groupe a annoncé un "ajustement" du calendrier et du coût de son projet au Royaume-Uni de deux réacteurs sur le site d'Hinkley Point C, désormais estimé à 35 milliards de livres. EDF prévoit un démarrage du premier réacteur en 2030, dans la fourchette annoncée précédemment qui tablait sur une mise en service au mieux en 2029, voire 2031, après de précédents retards.

Le PDG du groupe a évoqué lors d'un appel aux journalistes un planning "plus réaliste" à propos de ce décalage maintenu toutefois "à l'intérieur d'une fourchette qui elle n'a pas changé". Ce coût du projet désormais estimé à 35 milliards de livres est en hausse par rapport à la réévaluation annoncée en 2024, qui le chiffrait entre 31 et 34 milliards de livres, contre 18 milliards estimés au début du projet en 2016.

À l'occasion de la présentation de ces résultats, EDF a indiqué avoir inscrit une dépréciation de la valeur du projet Hinkley Point C pour 2,5 milliards d'euros, liée à une révision tarifaire du prix garanti de vente de l'électricité.

EDF craint d'importants manques à gagner dans un contexte de surproduction électrique

Connaissance des Énergies avec AFP le 16 février 2026

EDF craint d'importants manques à gagner dans les années à venir si la France tarde à sortir des énergies fossiles pour passer à l'électricité, alors qu'elle est aujourd'hui confrontée à une surproduction électrique du fait de l'essor des renouvelables et d'une consommation atone.

Le géant public français du nucléaire a publié lundi un rapport très attendu sur les conséquences de la modulation, terme technique désignant sa capacité à varier la production de ses réacteurs nucléaires selon les besoins de consommation.

Ce phénomène, qui est aussi vieux que le parc nucléaire français, s'est accéléré depuis deux ans, en raison "du développement des moyens de production renouvelables, solaires et éoliens, en France et en Europe, dans un contexte de consommation atone", souligne EDF.

"Historiquement, le parc nucléaire a toujours contribué à l'équilibre du système électrique français", a rappelé Bernard Fontana, le PDG d'EDF dans le Figaro.

"Il est capable d'ajuster à la hausse comme à la baisse jusqu'à 80% de sa puissance en 30 minutes et cela deux fois par jour", a expliqué Catherine Bauby, directrice de la stratégie d'EDF, à des journalistes.

Depuis les années 2000, elle se maintenait à un niveau stable, mais l'année 2024 aura marqué un "tournant".

Entre 2019 et 2025, les volumes de modulation nucléaire ont "doublé", passant d'environ 15 TWh à 33 TWh en 2025, soit près de 9% de la production nucléaire d'EDF.

Un paradoxe: la feuille de route énergétique de la France (PPE) dévoilée jeudi par le gouvernement prévoit un accroissement sur le long terme de ses capacités de production électrique, notamment dans le nucléaire, pour renforcer sa souveraineté énergétique et réduire sa dépendance aux énergies fossiles (gaz, pétrole).

Celles-ci coûtent de l'ordre de 60 milliards d'euros d'importations chaque année.

Mais à court terme, elle fait face à une surcapacité de production en raison d'une stagnation de la consommation électrique qui s'explique notamment par le retard pris dans le pays dans l'électrification des usages. Autrement dit, la conversion de secteurs dépendants des énergies fossiles à l'électricité (transports avec les voitures électriques, bâtiment avec les pompes à chaleur, industrie avec des fours électriques...).

Cette situation conduit de plus en plus EDF à réduire sa production nucléaire, voire à arrêter des réacteurs quand les énergies renouvelables (éolien et solaire), intermittentes, font le plein, notamment en milieu de journée.

- Manque à gagner -

Dans ce rapport, EDF a donc voulu évaluer les conséquences industrielles, organisationnelles et économiques de la modulation, mais aussi son manque à gagner faute de "débouchés économiques".

En premier lieu, la modulation n'affecte pas la sûreté des centrales, insiste EDF.

En revanche, "la flexibilité accrue demandée" aux réacteurs, mais aussi aux centrales à gaz et aux barrages "d'EDF conduit notamment à un renchérissement des coûts de maintenance de tous ces équipements", souligne l'électricien.

EDF cite en exemple les turbines des réacteurs, dont les contrôles seront plus fréquents - tous les 6 ans au lieu de 10 actuellement - générant ainsi un surcoût de l'ordre de 30 millions d'euros par an pour le parc nucléaire.

"Nous sommes face à un enjeu économique lié à l'usure prématurée de certains équipements, comme les turbines, les pompes ou les alternateurs, et à une réduction de notre production", privant ainsi l'électricien de revenus, a expliqué Bernard Fontana, sans donner de coût global.

Le chiffrage global fait encore l'objet de "travaux" qui sont "en cours de finalisation", explique-t-on.

La modulation s'est invitée dans les débats politiques parfois houleux sur la feuille de route énergétique ces derniers mois, le RN et une partie de la droite estimant qu'elle justifiait de freiner le développement de l'éolien et le solaire, voire un moratoire.

De son côté, le gouvernement a exclu tout moratoire, mais a appelé à accélérer l'électrification des usages - l'encouragement à consommer de l'électricité décarbonée en remplacement des énergies fossiles (pétrole, fioul et gaz ) - en prenant acte des nouvelles prévisions de consommation revues à la baisse par RTE, le gestionnaire du réseau d'électricité à haute tension.

"Pour sortir de cette situation de surcapacités, la priorité absolue, c'est l'électrification des usages", a aussi déclaré lundi Catherine Bauby, chez EDF.

Dans l'intervalle, elle juge nécessaire "d'ajuster le rythme de déploiement des énergies renouvelables", comme le prévoit d'ailleurs la PPE.

Après la Seine-et-Marne et la Moselle, EDF va accueillir un quatrième datacenter sur le site d’une ancienne centrale près de Lyon

Alors qu’EDF doit déjà accueillir des datacenters sur trois sites d’anciennes centrales, l’énergéticien a révélé à L’Usine Nouvelle avoir lancé un nouvel appel à manifestation d’intérêt pour un quatrième site. Il s’agit du terrain de 60 hectares qui accueillait sa centrale thermique de Loire-sur-Rhône, près de Lyon (Rhône).

Marion Garreau et Aurélie Barbaux Publié le 20 janvier 2026

EDF continue de recycler son foncier en datacenters. Après avoir signé des contrats avec OpCore et Eclairion pour qu’ils construisent des datacenters sur trois de ses sites en Seine-et-Marne et en Moselle, l’énergéticien français a révélé en exclusivité à L’Usine Nouvelle avoir discrètement lancé, le 22 décembre, un nouvel appel à manifestation d’intérêt (AMI). Celui-ci vise à accueillir un centre de données sur le site de son ancienne centrale thermique de Loire-sur-Rhône, située à moins de... (abonnés)

EDF signe avec Orano 3 contrats d'approvisionnement d'électricité nucléaire

Boursorama avec AFP •20/01/2026

EDF a signé avec le spécialiste du cycle de l'uranium Orano (ex-Areva) 3 contrats de fourniture d'électricité nucléaire (CAPN) d'une durée de 10 ans, a indiqué à l'AFP mardi l'électricien, qui continue de déployer sa nouvelle politique auprès des industriels.

Les "contrats d'allocation de production nucléaire" prévoient qu'EDF fournira à trois filiales d'Orano un volume de 500 Gwh par an pendant dix ans, afin d'assurer son approvisionnement en électricité.

Ces contrats sont destinés aux sites d'Orano Recyclage (recyclage des combustibles) à La Hague et à Marcoule, à la Société d'enrichissement du Tricastin (usine d'enrichissement d'uranium) et d'Orano Chimie et Environnement à Malvési (conversion d'uranium), a détaillé EDF.

Pendant une dizaine d'années, les industriels très énergivores ont bénéficié d'un prix de l'électricité nucléaire d'EDF très favorable pour une partie de leur approvisionnement. Négocié avec Bruxelles, pour répondre aux exigences européennes en matière de concurrence, ce mécanisme de régulation des prix de l'électricité nucléaire dit Arenh, a pris fin le 31 décembre 2025.

Dans cette perspective, EDF a mis en place depuis 2 ans une politique commerciale adossée sur des offres à moyen et long terme, pour répondre aux besoins de visibilité des entreprises, en particulier celles de l'industrie, pour leur approvisionnement en électricité.

Au total, 17.500 nouveaux contrats moyen et long terme ont été signés représentant "plus de 120.000 sites en France" qui sont désormais couverts pour leur approvisionnement sur des durées de 4 à 18 ans, et pour un volume total de 49 TWh/an, selon EDF.

Les CAPN, parmi l'offre de contrats de long terme d'EDF, permettent à l'électricien de sécuriser ses recettes commerciales dans la perspective de ses lourds investissements à venir pour la relance du nucléaire tout en répondant aux objectifs de l’État de maintenir la compétitivité industrielle et d'attirer les centres de données en France.

Ces contrats CAPN proposent des prix de vente de l'électricité convenus à l'avance, sur des durées d'au moins 10 ans, en contrepartie de supporter une partie des risques associés à la production des réacteurs.

Réservés au départ aux industries très énergivores, ces contrats sont depuis novembre dernier étendus à d'autres entreprises ayant des besoins en électricité importants. A ce jour, EDF a conclu 19 contrats de long terme dont 12 CAPN, incluant ceux d'Orano et ceux signés avec de grands groupes industriels tels qu'Aluminium Dunkerque, Arkema, Kem One, ArcelorMittal ou encore l'opérateur de centres de données Data4.

Prix de l’électricité : Orano signe un contrat de long terme pour bénéficier du nucléaire d’EDF et garantir l’approvisionnement de quatre gros sites industriels en France

20 janvier 2026

Électricité: un consortium de grands industriels signent un accord avec EDF

Boursorama avec AFP •14/01/2026

Le consortium Exeltium, qui réunit des industriels très gros consommateurs d'électricité implantés en France comme Clairefontaine, Suez ou RioTinto, a conclu une extension de contrat en cours sur la fourniture d'électricité avec EDF, avec qui les négociations ont été épineuses, selon un communiqué mercredi.

"EDF et Exeltium ont annoncé avoir conclu un accord pour la livraison maximale de près de 30 TWh d'électricité complémentaires", dans le cadre d'un contrat établi en 2008, entré en vigueur en 2010 et courant jusqu'en 2034, selon leur communication commune.

"Ces volumes visent à répondre aux besoins des industriels électro-intensifs actionnaires d’Exeltium", qui sont au nombre de 24, parmi lesquels figurent aussi les chimistes Air Liquide, Arkema, Syensqo, Total Petrochemicals France ou Vencorex, les spécialistes des matériaux Ahlstrom-Munskjö et Saint-Gobain Isover, les spécialistes des métaux ArcelorMittal, Comilog Dunkerque ou Nyrstar, ou encore le géant de l'eau et des déchets Suez et l'agro-industriel Roquette.

Ces industriels, qui exploitent une centaine de sites français, sont de très gros consommateurs d'électricité.

Dans le cadre du contrat de 2008, ils ont accès, sur 24 ans, à un volume de 148 térawattheure (TWh), explique le communiqué, et ce, "moyennant une avance en tête (sorte d'acompte, NDLR) de 1,75 milliard d'euros payée à EDF au démarrage du contrat en 2010", ainsi que "le paiement au fil de la livraison des volumes d'un prix proportionnel qui représente les coûts de production du parc nucléaire" de l'électricien public.

L'accord annoncé mercredi doit permettre de "proposer une fourniture d'électricité compétitive, bas carbone à un prix prévisible aux industriels concernés". Pour EDF, cela doit contribuer à sécuriser ses revenus "pour la réalisation des investissements indispensables à la transition et à la souveraineté énergétique", en particulier la relance du nucléaire.

Le président du consortium, Jean-Paul Aghetti, a réagi dans le communiqué en saluant "les efforts et l'esprit de collaboration d'EDF" pour permettre aux actionnaires d'Exeltium, "au terme d'un long processus", "d'accéder à un complément d'électricité bas carbone et compétitive" d'ici la fin du contrat.

En avril, un porte-parole du consortium avait indiqué que les négociations avaient été stoppées pendant plusieurs mois avec la précédente direction d'EDF, dans le cadre d'un bras de fer commercial.

Avec cet accord, l'énergéticien apporte aux industriels électro-intensifs "la visibilité de long terme dont ils ont besoin", a de son côté déclaré dans le communiqué Bernard Fontana, PDG d'EDF depuis mai.

Production électrique d'EDF : ces installations ont atteint un niveau record en 2025

Connaissance des Énergies avec AFP le 08 janvier 2026

EDF a vu sa production d'électricité nucléaire progresser en 2025 grâce à la bonne disponibilité de ses réacteurs mais celle d'origine hydraulique a reculé en raison d'une moindre pluviosité, revenant à ses niveaux habituels après une année 2024 exceptionnellement arrosée.

Une hausse de 3,1% de la production nucléaire en 2025

Pour l'année 2025, la production d'origine nucléaire, qui alimente à hauteur de 60 à 70% la consommation électrique nationale, s'élève à 373 térawattheures (TWh), soit +11,3 TWh par rapport à 2024 (+3,1%), indique le géant français du nucléaire sur son site jeudi.

Cette production, dans la fourchette haute des prévisions d'EDF pour 2025, qui tablait entre "entre 365 et 375 TWh", s'explique "par la bonne disponibilité des réacteurs en fonctionnement, des arrêts de tranche (réacteurs, NDLR) bien maîtrisés et toujours une forte modulation" de la production, selon l'électricien.

La modulation consiste à adapter, à la hausse ou à la baisse, la production des centrales nucléaires à la consommation, qui fluctue selon les heures de la journée et les périodes de l'année, ainsi qu'à la production variable des énergies renouvelables (solaire, éolien).

La production nucléaire s'est fortement redressée depuis l'année noire 2022 au cours de laquelle EDF avait dû mettre à l'arrêt près de la moitié de ses réacteurs en raison de problèmes de corrosion.

Record de production des STEP

La production hydroélectrique a reculé elle de 15,8% à 42,6 TWh en 2025, revenant à une année normale, généralement entre 40 et 42 TWh. Elle était de 50,6 TWh en 2024, une année exceptionnelle du fait d'une pluviométrie très abondante.

L'année dernière a en revanche été record pour les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), avec une production de 6 TWh, soit 400 gigawattheures (GWh) de plus que le record précédent de 2014, indique EDF.

Les STEP, sortes de batteries de stockage géantes, fonctionnent en circuit fermé avec une double retenue d'eau à des hauteurs différentes. Durant les périodes d'excédent d'énergie sur le réseau électrique, l'eau du bassin inférieur est pompée vers le bassin supérieur et lorsqu'il est nécessaire d'injecter de l'électricité sur le réseau, les vannes sont ouvertes pour créer une chute vers le bassin inférieur et faire tourner les turbines.

Grâce à leur fonction de stockage et à leur réactivité, les STEP contribuent à maintenir l'équilibre entre production et consommation sur le réseau, tout en apportant un concours précieux lors des pics de consommation, souligne EDF.

Une baisse de la production nucléaire d'EDF au Royaume-Uni

En France, l'électricité est produite à 95% à partir de filières bas carbone, c'est-à-dire nucléaire et renouvelables, selon le gestionnaire du réseau à haute tension RTE. En 2025, le pays a pour la deuxième année consécutive battu son record d'exportation d'électricité, avec un solde exportateur net de 92,3 TWh, selon RTE.

EDF prévoit pour les années 2026 et 2027 une production nucléaire comprise entre 350 et 370 TWh.

EDF, qui est également présent au Royaume-Uni, indique que sa production nucléaire est ressortie à 32,9 TWh, soit -4,4 TWh (-11,7%) par rapport à 2024, "après des incidents sur les vannes à vapeur impactant la production à Hartlepool et Heysham 1 en 2024 et un important programme de maintenance et des arrêts en 2025".

ArcelorMittal signe avec EDF un contrat d'approvisionnement d'électricité nucléaire sur 18 ans

Connaissance des Énergies avec AFP le 06 janvier 2026

ArcelorMittal a signé avec EDF un contrat de fourniture d'électricité nucléaire (CAPN) d'une durée de 18 ans, pour approvisionner les sites de l'aciériste en France, ont annoncé mardi les deux groupes.

Le contrat prévoit qu'"EDF allouera à ArcelorMittal une quote-part de la puissance de son parc nucléaire en exploitation, pour une durée de 18 ans", permettant à l'industriel "de sécuriser ses besoins en électricité bas carbone et compétitive sur le long terme", ont-ils indiqué dans un communiqué conjoint.

Les premières livraisons ont commencé le 1er janvier 2026, ont-ils précisé.

"Cet accord va nous permettre d'approvisionner nos sites français sur le long terme avec une électricité bas carbone, un facteur clé de compétitivité future pour notre acier produit en France", a commenté Reiner Blaschek, CEO d'ArcelorMittal Europe - produits plats, cité dans le communiqué.

"En accompagnant ArcelorMittal, acteur clé de la production d'acier, nous contribuons à la décarbonation de l'industrie et à la souveraineté énergétique", a déclaré Béatrice Bigois, directrice exécutive chargée du pôle Clients, Services et Territoires d'EDF.

Cette signature, datée du 26 décembre, "fait suite à la lettre d'intention signée en janvier 2024 et constitue une étape majeure dans la stratégie énergétique d'ArcelorMittal en France", selon le communiqué.

Ces contrats dit CAPN, qui sont adossés au parc historique nucléaire français, proposent des tarifs de vente de l'électricité convenus à l'avance, sur des durées d'au moins 10 ans, en contrepartie de supporter une partie des risques associés à la production des réacteurs.

Les CAPN, parmi l'offre de contrats de moyen et long terme d'EDF, permettent à l'électricien public de sécuriser ses recettes commerciales dans la perspective des investissements nécessaires à la relance du nucléaire. Il s'agit aussi de répondre aux objectifs de l'Etat de maintenir la compétitivité des industriels et d'attirer les centres de données en France.

Réservés au départ aux industriels très énergivores, ces contrats sont depuis novembre étendus à d'autres entreprises ayant des besoins en électricité importants.

ArcelorMittal, deuxième sidérurgiste mondial, emploie 15.000 personnes en France.

Négociations salariales chez EDF: la direction décide une augmentation de 1,65% (syndicats)

Boursorama avec AFP •31/12/2025

Nucléaire : EDF confirme ses prévisions de production pour 2026 et 2027

Connaissance des Énergies avec AFP le 19 décembre 2025

L'électricien public français EDF a confirmé jeudi son estimation de production nucléaire pour les années 2026-2027 et publié une fourchette pour 2028, tenant compte notamment d'"incertitudes" sur la consommation électrique.

Entre 350 et 370 TWh en 2026 et 2027

Pour les années 2026 et 2027, la production nucléaire, qui alimente entre 60 et 70% de la consommation électrique nationale, devrait rester comprise entre 350 et 370 TWh, a indiqué le groupe dans un communiqué.

EDF a également communiqué pour la première fois une estimation pour l'année 2028, avec une fourchette plus large, "entre 345 et 375 TWh", tenant compte de "facteurs d'incertitude accrue concernant l'évolution de la demande et les perspectives de modulation des réacteurs".

Ces estimations portent sur le parc de 57 réacteurs d'EDF dont l'EPR de Flamanville, mis en service en décembre 2024, et qui a atteint pour la première fois dimanche 100% de puissance nucléaire.

Si la production nucléaire s'est fortement redressée depuis l'annus horribilis de 2022 pour EDF qui avait dû mettre à l'arrêt près de la moitié de son parc de réacteurs en raison de problèmes de corrosion, la consommation électrique, elle, reste environ 6% en deçà de la période avant-Covid.

Modulation

En conséquence, dans ce contexte actuel de consommation en berne, combiné à une place croissante des énergies renouvelables - par nature intermittentes selon le vent et le soleil, EDF est de plus en plus amenée à "moduler" à la baisse sa production, faute de débouchés économiques.

Ce sujet de la modulation a notamment contribué à enflammer la bataille politique entre pro-renouvelables et pro-nucléaires, ces derniers reprochant aux renouvelables de déséquilibrer le système électrique.

Ces estimations pour les trois prochaines années s'inscrivent aussi "dans un programme de maintenance important" qui prévoit la poursuite ou le démarrage d'examens de sûreté d'ampleur (visites décennales, NDLR) dans le cadre de la prolongation des réacteurs du parc de 900 et 1 300 MW au-delà de 40 ans.

Le PDG d'EDF Bernard Fontana, comme son prédécesseur, a fixé comme priorité à l'énergéticien public de "poursuivre le rétablissement de la production du parc nucléaire" pour atteindre 400 TWh en 2030.

Electricité: EDF signe un contrat de long terme avec le fabricant de batteries Verkor

Connaissance des Énergies avec AFP le 03 décembre 2025

EDF a annoncé mercredi la signature d'un contrat de fourniture d'électricité nucléaire (CAPN) de long terme avec le fabricant de batteries français Verkor, d'une durée de douze ans.

Le contrat "prévoit, pour une durée de douze ans, l'allocation à Verkor d'une quote-part de la puissance du parc nucléaire en exploitation d'EDF qui atteindra 33 MW, moyennant un partage des coûts et des risques sur les volumes effectivement produits", ont font savoir les deux entreprises dans un communiqué commun.

Elles précisent que "les premières livraisons sont prévues à partir de 2028". Les deux entreprises n'étaient pas joignables dans l'immédiat pour préciser si le contrat débutait à cette date et devait donc s'achever en 2040.

Cette signature doit en tout cas permettre à Verkor, créé en 2020 et basé à Grenoble, de sécuriser "une part de ses besoins électriques sur le long terme, un élément déterminant pour assurer une prévisibilité de ses coûts énergétiques et sécuriser ses investissements à venir".

Le contrat doit permettre "de réduire l'empreinte carbone de sa production, un critère clé pour les constructeurs automobiles engagés dans l'essor de la mobilité électrique".

L'entreprise indique que "sa première Gigafactory (site de production, ndlr) est désormais opérationnelle et commercialisera les premières cellules de batteries au début de l'année 2026". L'usine, située à Bourbourg, près de Dunkerque dans le Nord de la France, doit être inaugurée la semaine prochaine, le 11 décembre. Elle a une capacité de production totale de 16 gigawattheures.

Les contrats CAPN, adossés au parc historique nucléaire français, proposent des tarifs décorrelés des prix des marchés de gros sur des durées d'au moins 10 ans, en contrepartie de la prise en charge d'une part des risques associés à la production des réacteurs.

Mi-novembre, EDF avait annoncé élargir à "plusieurs milliers" le nombre d'entreprises pouvant souscrire les contrats de ce type, jusque-là réservés aux plus gros consommateurs d'électricité, les industriels dits électro-intensifs.

A cette date, EDF indiquait que 11 accords de long terme comprenant 7 CAPN et 4 contrats d'un autre modèle avaient été signés mais que "beaucoup d'autres négociations" étaient en cours. Avec le métallurgiste ArcelorMittal, énorme consommateur d'énergie, les discussions se poursuivent et EDF visait la conclusion d'un accord d'ici la fin de l'année.

EDF va proposer ses contrats à long terme à davantage de clients

Reuters •13/11/2025

L'énergéticien français EDF va étendre son offre de contrats d'électricité à long terme adossés au parc nucléaire en ciblant notamment les fournisseurs et producteurs d'électricité, a annoncé le groupe jeudi.

EDF, qui compte ainsi sécuriser davantage sa production d'électricité en partageant les coûts et risques associés à son parc nucléaire historique, a précisé dans un communiqué qu'il mettait à disposition un volume total de 10,6 térawattheures (TWh) par an pour une livraison en France à compter du 1er janvier 2027.

Le groupe propose depuis fin 2023 des contrats "de partenariat" de long terme adossés au parc nucléaire historique français - dits "contrats d'allocation de production nucléaire" CAPN) - mais a conclu pour l'heure des accords portant sur seulement la moitié environ de son objectif de 30 TWh.

Initialement proposé aux entreprises électro-intensives, le dispositif est désormais étendu aux consommateurs finals ayant des besoins supérieurs à 7 GWh/an, aux fournisseurs disposant d'une autorisation d'achat d'électricité pour revente aux consommateurs finals délivrée par l'administration française, ainsi qu'aux producteurs d'électricité.

EDF se muscle dans le numérique pour la relance du nucléaire

Connaissance des Énergies avec AFP le 05 novembre 2025

EDF va se doter d'un "espace numérique souverain et sécurisé d'échange de données" avec l'ensemble de la filière pour tenir les délais du chantier colossal de la relance du nucléaire, a annoncé mercredi l'électricien à l'occasion du salon nucléaire civil (WNE) près de Paris.

Ce projet de plateforme Data4NuclearX porté par un consortium de six acteurs du nucléaire (EDF, CEA et le syndicat du nucléaire Gifen) et du numérique (Dawex, Institut Mines-Télécom et Sopra Steria) facilitera la coopération et les interactions entre les 2.000 entreprises du secteur nucléaire en France, dont 80% de PME, pour "gagner en temps, en efficacité et en qualité", a indiqué à l'AFP Martine Gouriet, directrice des usages informatiques à EDF.

Dans cet espace numérique, chaque partenaire ou fournisseur pourra accèder à une information numérisée et fiable, sur des matériels ou des plannings de travaux, tout en restant maître de ses données.

"Parmi les premières mises en oeuvre opérationnelles figurent les échanges autour du suivi de fabrication de matériels, permettant d'accélérer les prises de décisions et réduire les délais", fait valoir EDF.

L'enjeu est crucial à l'heure où l'Etat veut construire au moins six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2, sans les dérapages de coûts et de calendrier qui ont émaillé les derniers chantiers d'EDF, à l'image du réacteur Flamanville 3.

Or avec cette relance, "les échanges de données pourraient être multipliés par 10 d'ici cinq ans pour atteindre (...) 25 millions de données échangées chaque année", selon EDF.

Le déploiement opérationnel de la plateforme est prévu pour 2028. Entre temps, le consortium devra sélectionner le "cloud" qui hebergera ses données.

EDF se dote déjà d'un "cloud de confiance" pour héberger certaines de ses données les plus sensibles dans "un espace sécurisé et souverain". L'électricien a annoncé mercredi avoir sélectionné deux acteurs français de l'hébergement de données, BLEU (Capgemini et Orange) et S3NS de Thales. Leurs solutions sont en cours de labellisation "SecNumCloud 3.2" une qualification accordée par le gendarme de la cybersécurité, l'Anssi, et constituant le plus plus haut standard français de sécurité et de souveraineté pour l'hébergement de données.

Celui-ci garantit que les données échappent à toute législation extra-européenne. Ainsi, même si ces solutions s'appuient sur des interfaces logicielles américaines (Microsoft pour BLEU et Google pour S3NS), elles échapperont à la surveillance de pays comme les Etats-Unis.

Vente partielle, entrée en bourse, arrivée d'un investisseur... EDF étudie ses options pour sa filiale italienne Edison
EDF veut réduire la voilure à l'international et céder certains actifs pour se désendetter. Sa filiale italienne Edison fait partie des activités dont il pourrait partiellement se désengager dans un futur proche.

REUTERS 21 octobre 2025

EDF a retenu deux banques, Intesa Sanpaolo et Lazard, comme conseillers financiers pour examiner les options stratégiques concernant sa filiale italienne Edison, ont indiqué le 21 octobre à l'agence Reuters deux sources proches du dossier.


Sous la direction de son nouveau président-directeur général Bernard Fontana, le groupe public EDF a entamé une revue de ses actifs afin de lever des fonds pour répondre aux exigences du gouvernement en matière d'investissements dans de nouveaux réacteurs nucléaires.

Selon des sources précédemment interrogées par Reuters, plusieurs options sont sur la table pour Edison. EDF envisage une introduction en Bourse, l'arrivée d'un investisseur financier ou la cession d'une participation dans Edison, une source proche du dossier précisant qu'EDF conserverait une majorité dans toute opération. Edison pourrait être valorisée entre 7 milliards et 10 milliards d'euros (8 milliards à 12 milliards de dollars), ont ajouté les sources. EDF n'a pas souhaité commenter. Lazard, Intesa et Edison ont également refusé de s'exprimer.

En septembre, l'administrateur délégué d'Edison, Nicola Monti, avait déclaré que le groupe italien était prêt à se coter à la Bourse de Milan si sa maison mère décidait d'aller de l'avant avec ce projet.