Document
d’enregistrement
universel 2025

incluant le rapport financier annuel

L’ÉLECTRICITÉ, ÇA NE FAIT QUE COMMENCER

Le document d’enregistrement universel a été déposé le 31 mars 2026 auprès de l’AMF, en sa qualité d’autorité compétente au titre du règlement (UE) 2017/1129, sans approbation préalable conformément à l’article 9 dudit règlement.

Le document d’enregistrement universel peut être utilisé aux fins d’une offre au public de titres financiers ou de l’admission de titres financiers à la négociation sur un marché réglementé s’il est complété par une note d’opération et le cas échéant, un résumé et tous les amendements apportés au document d’enregistrement universel. L’ensemble alors formé est approuvé par l’AMF conformément au règlement (UE) 2017/1129.

Ce document d’enregistrement universel est une reproduction au format PDF de la version officielle du document d’enregistrement universel établi au format ESEF (European Single Electronic Format) déposée auprès de l’AMF le 31 mars 2026 et disponible sur le site internet de l’AMF (https://www.amf-france.org). Cette reproduction est disponible sur notre site internet (https://www.edf.fr/investisseurs).

• (1) Périmètre consolidé. Décompte en points de livraison.
• (2) Périmètre EDF SA hors DOM et Corse.
• (3) Périmètre Groupe.
• (4) Données consolidées au périmètre Groupe.
• (5) Périmètre Groupe. Pipeline hors capacités en construction. Depuis 2020, l’intégralité des projets en prospection est intégrée dans le portefeuille.
• (6) Réseau de distribution en concession d’Enedis.

• (1) Émissions spécifiques de CO₂ dues à la production d’électricité et de chaleur. Périmètre Groupe.
• (2) Prix du Podium de la Relation Client BearingPoint - 2025.
• (3) Projets de plus de 60 M€ conformes aux principes de l’Équateur - Périmètre Groupe.
• (4) Enquête interne MyEDF Group.
• (5) Périmètre Groupe.
• (6) Lost Time Incident Rate salariés Groupe et prestataires.
• (7) Autres consommations externes consolidées.
• (8) Impôts et taxes consolidés, hors impôts sur les résultats.
• (9) Charges de personnel consolidées (hors production stockée et immobilisée).

Un organigramme simplifié du Groupe au 31 décembre 2025 est présenté ci-dessous. Les pourcentages mentionnés pour chaque entité (filiale ou sous-groupe de filiales) correspondent à la quote-part d’intérêt détenue dans le capital de manière directe ou indirecte. Les valeurs exprimées sont arrondies. Les sociétés ou groupes de sociétés faisant partie du périmètre de consolidation du Groupe sont mentionnés dans la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 24 « Principales sociétés du périmètre de consolidation au 31 décembre 2025 ». Les évolutions du périmètre 2025 sont commentées dans la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 3.1 « Évolutions du périmètre de consolidation ».

• (1) Coentreprise de Transport d’Électricité « CTE », société détenant la société RTE à 100 %.
• (2) Au 31 décembre 2025, les sociétés EDF Holding SAS, EDF Immo, Société C3 ainsi que EDEV ont été fusionnées dans EDF International (désormais dénommée EDF Holding à compter du 1^er janvier 2026).
• (3) Depuis septembre 2025, la dénomination sociale d’EDF Renouvelables a été modifiée par EDF power solutions.
• (4) Depuis le 28 janvier 2026, la dénomination sociale d’IZIVIA a été modifiée par EDF business services.
• (5) Voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 13.4 « Participations ne donnant pas le contrôle (intérêts minoritaires) ».
• (6) Voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 11 « Participations dans les entreprises associées et les coentreprises ».

L’électrification, pilier de la compétitivité, de la souveraineté et de la décarbonation

La lutte contre le changement climatique est le défi de notre génération. Alors que la projection des politiques actuelles conduirait à un réchauffement de + 2,5 °C à 2,9 °C en 2100 ⁽¹⁾, il est aujourd’hui reconnu que pour limiter ce réchauffement à 1,5 °C et respecter les accords de Paris, il est indispensable d’atteindre la neutralité carbone dans le monde à l’horizon 2050.

En Europe, le Green Deal élaboré en 2020 et le paquet Climat « Fit for 55 » proposés par la Commission européenne donnent le cadre des mesures permettant à l’Union européenne d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Les programmes de relance qui ont fait suite à la crise sanitaire Covid ont renforcé encore la priorité donnée au climat. Par ailleurs, et dans un contexte de perturbations du marché mondial de l’énergie provoquées par la guerre en Ukraine, le programme « REPowerEU » annoncé en 2022 par la Commission européenne entend répondre aux enjeux complémentaires de résilience, compétitivité et souveraineté de cette transition énergétique.

Parmi les enjeux prioritaires de la nouvelle Commission européenne nommée en 2024, la décarbonation et la compétitivité de l’Union européenne sont réaffirmées avec force. L’électrification des usages énergétiques dans tous les pays figure parmi les principaux leviers pour atteindre les engagements européens de décarbonation, en complément des axes prioritaires de développement des renouvelables et de l’efficacité énergétique. En complément de la cible de - 55 % d’émissions de CO₂ établie pour l’horizon 2030, une cible européenne 2040 de décarbonation à hauteur de - 90 % a été proposée par la Commission ; le processus législatif européen est en cours pour la valider.

En France, l’électricité représente un peu plus de 10 % des émissions de CO₂ (40 % ⁽²⁾ pour le monde). La loi relative à l’énergie et au climat du 8 novembre 2019 met la réduction des émissions de gaz à effet de serre au centre de la politique énergétique française. L’objectif est « d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six ».

Le groupe EDF agit pour accélérer l’électrification des usages, en substitution des énergies fossiles dans les grands secteurs consommateurs d’énergie (transport, bâtiment, industrie), et en soutien des nouveaux usages électriques (datacenters).

La disponibilité et la compétitivité de l’électricité bas carbone produite par EDF font et feront l’attractivité de la France pour les secteurs consommateurs d’électricité. Elle est un atout pour les industriels sur tous les territoires et donc pour la souveraineté du pays.

L’ambition d’EDF est de réussir la transition énergétique en apportant à ses clients une électricité fiable, abondante, compétitive, souveraine et décarbonée.

Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE)

Le gouvernement a publié par décret le vendredi 13 février 2026 la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) couvrant les dix prochaines années.

La PPE s’inscrit dans un contexte de surcapacité du système électrique français : la demande demeure 6 à 7 % inférieure à son niveau pré-Covid, en raison notamment d’une électrification encore insuffisante des usages fossiles. Dans le même temps, les capacités de production ont augmenté avec le raccordement en 2025 de près de 7 GW d’énergies renouvelables, dont 5,7 GW de solaire, contribuant à accentuer l’écart entre l’offre et la demande. Dans ce cadre, la PPE vise à concilier les besoins de long terme — dont une hausse structurelle de demande d’électricité estimée à environ +  150 TWh d’ici 2035 principalement en substitution à des usages fossiles — et la situation de court terme, caractérisée par une consommation atone.

La PPE3 fait de l’électrification le levier central de compétitivité, de souveraineté et de décarbonation (en accélérant le basculement des usages fossiles vers l’électricité). Elle intègre des ajustements sur le développement des renouvelables (solaire, éolien en mer et éolien terrestre) compte tenu du retard pris dans l’électrification des usages. 

Le groupe s’engage pleinement dans cette PPE3 :

• sur l’électrification des usages avec tous les métiers de l’aval qui sont déjà mobilisés avec l’objectif de contribuer à faire émerger 150 TWh de demande d’électricité supplémentaire en 2035 par rapport à 2023, principalement en substitution des énergies carbonées ; et
• sur la production bas carbone avec le programme de construction EPR2, la prolongation de la durée de fonctionnement des réacteurs, la relance des investissements dans l’hydraulique tout en assurant le maintien des compétences dans les renouvelables. Cette trajectoire globale doit permettre de sécuriser un mix électrique compétitif, fiable, souverain et bas-carbone.

Dans un contexte où les usages de l’électricité sont appelés à augmenter, le Groupe dispose de l’un des plus importants parcs de production au monde, parmi les moins émetteurs de CO₂, grâce à la part du nucléaire et des énergies renouvelables dans son mix énergétique. Le Groupe ambitionne de maintenir l’activité de production de son parc nucléaire, de verdir sa production thermique et de poursuivre le développement des énergies renouvelables, en France et dans le monde. Le Groupe prépare également le nucléaire de demain avec l’EPR2 et le développement des SMR (Small Modular Reactors).

• * Émissions directes de CO₂, liées à la production, hors analyse du cycle de vie (ACV) des moyens de production et des combustibles.

Les atouts du parc de production

Le parc de production du Groupe possède des atouts significatifs :

• une diversité des moyens de production permettant de répondre de façon adéquate à la couverture des besoins du portefeuille aval d’EDF (clients finaux, ventes aux fournisseurs alternatifs, ventes sur les marchés de gros, etc.). L’appel aux différentes composantes du parc est géré en donnant, à chaque instant, la priorité aux moyens offrant les coûts variables les plus bas ;
• un parc nucléaire de 57 réacteurs en France ⁽²⁾ et de 9 réacteurs en exploitation au Royaume-Uni ;
• la construction de réacteurs de type EPR dans le monde ;
• une maîtrise de l’ensemble du cycle de vie des moyens de production nucléaire (conception, exploitation et déconstruction) ;
• la mise en œuvre d’actions visant à améliorer les performances techniques des centrales et à en poursuivre l’exploitation ;
• un parc produisant à 95 % sans émission de CO₂ ⁽³⁾ grâce à la prépondérance du nucléaire et de l’hydraulique ;
• une position géographique à la croisée des échanges d’électricité entre la plaque continentale et les péninsules électriques (Italie, Espagne, Royaume-Uni).

Composition et caractéristiques du parc d’EDF en France continentale

Avec une puissance installée totale de 86,4 GW en France continentale ⁽⁴⁾ au 31 décembre 2025, la production du parc d’EDF en France continentale a été de 419 TWh  ⁽⁵⁾ en 2025. Ce parc se compose principalement au 31 décembre 2025 de :

• 57 réacteurs nucléaires de type réacteur à eau pressurisée (REP). Leur puissance électrique varie de 900 MW à 1 620 MW, avec une moyenne d’âge de 40 ans (hors Flamanville 3). Voir également la section 1.4.1.1.2 « Production nucléaire d’électricité en France » ;
• 19 tranches thermiques en fonctionnement. Voir la section 1.4.1.2 « Production thermique en France continentale » ;
• 424 centrales hydroélectriques, ayant une moyenne d’âge de 80 ans ⁽⁶⁾. Voir la section 1.4.1.3.1 « Production hydroélectrique en France » ;
• d’autres centrales hydroélectriques détenues par des filiales du Groupe : ÉS, groupe SHEMA, CERGA et RKI (sur le Rhin, détenues à 50/50  avec l’énergéticien allemand EnBW) et les entités franco-suisses de Chatelôt et Émosson.

• (1) Voir la section 3.2.2.1.2.4 « Ressources investies et dépenses actuelles et futures en lien avec l’objectif de changement climatique » et la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 19.4 « Investissements bas carbone ».
• (2) Après l’arrêt définitif des deux réacteurs de Fessenheim et le raccordement au réseau électrique du réacteur de Flamanville 3.
• (3) Émissions directes de CO₂, liées à la production, hors analyse du cycle de vie (ACV) des moyens de production et des combustibles.
• (4) EDF hors Corse et Outre-mer.
• (5) Consommation du pompage hydraulique comprise.
• (6) Moyenne arithmétique par glissement de 1 an sur parc constant recalculé en 2021 ; pas de nouvelles installations mises en service ni de déclassement en 2025.

Capacité installée et production d’EDF SA en France continentale – 2025

Capacité installée

Exprimé en Mégawatts de puissance maximale couplée au réseau.

• (1) Hors Corse et outre-mer, soit 778,2 MW en 2025.
• (2) Hors Corse et outre-mer, soit 439 MW en 2025, y compris énergie marine : 240 MW.
• (3) Hors Flamanville 3 (1 620 MW).

Production d’électricité

• (1) Hors Corse et outre-mer, soit 1,3 TWh en 2025.
• (2) Hors Corse et outre-mer, soit 1,1 TWh en 2025.
• (3) Production pompage compris.
• (4) Y compris Flamanville 3 (2,2 TWh).
•   NB : les valeurs sont arrondies.

1.4.1.1 Production nucléaire d’électricité

1.4.1.1.1 Organisation et gouvernance nucléaire

Le groupe EDF est appelé à jouer un rôle majeur dans la relance du programme nucléaire. Une nouvelle organisation des activités nucléaires a été mise en place de façon effective le 1^er janvier 2026. Cette évolution vise à regrouper les savoir-faire et les compétences par grands métiers, à industrialiser les méthodes pour améliorer la performance et à renforcer la transversalité au sein de l’entreprise. Les activités nucléaires sont désormais organisées autour de cinq directions et un pôle :

• la Direction maîtrise d’ouvrage nouveau nucléaire, qui assure le pilotage stratégique des programmes nouveau nucléaire ;
• la Direction projets et partenariats industriels, qui assure la maîtrise d’œuvre des projets nouveau nucléaire ;
• la Direction de l’ingénierie nucléaire, qui assure des missions d’ingénierie transverses au service du parc existant et des projets nouveau nucléaire ;
• le développement nucléaire international, l’autorité technique et produits ainsi que la planification demeurent au sein de la Direction stratégie, technologies, innovation et développement ;
• la Direction Production Nucléaire et Thermique (DPNT) assure pour la France l’exploitation, la maintenance et le démantèlement des parcs nucléaire et thermique existants et des nouveaux projets mis en service. Elle continue de déployer, notamment, les programmes Grand Carénage et START ⁽¹⁾ ;
• le pôle « Industrie et Services » pilote les activités opérationnelles de conception et études, fabrication et services industriels pour la chaudière nucléaire, le combustible, le contrôle-commande (Framatome) et les turbines (Arabelle Solutions).

1.4.1.1.2 Production nucléaire d’électricité en France

La production d’électricité réalisée en France par EDF à partir de son parc de centrales nucléaires en 2025 représente 89,1 % de sa production totale d’électricité ⁽²⁾.

1.4.1.1.2.1 Le parc nucléaire d’EDF en France et son exploitation

EDF décline son parc de réacteurs REP en exploitation selon quatre niveaux (ou « paliers ») de puissance électrique disponible. Le parc nucléaire en France est composé de 57 réacteurs ⁽³⁾ en fonctionnement, réparties sur 19 sites, propriétés d’EDF. Il représente une puissance totale autorisée de 62 990 MW au 31 décembre 2025. Avec un âge moyen d’environ 40 ans (hors Flamanville 3), il se situe dans la moyenne des parcs nucléaires installés dans le monde.

• (1) La puissance définitive sera issue des essais de démarrage.

• (1) Programme de transformation lancé en 2021, centré sur la reconquête de la maîtrise industrielle des arrêts de tranche, engagé dans une seconde phase en 2026 (« Start Saison 2 »).
• (2) EDF SA en France continentale, pompage hydroélectrique compris.
• (3) Incluant l’EPR de Flamanville 3.

Les dates de mise en service et de dernière visite décennale (la date de couplage VD est retenue) des réacteurs à fin décembre 2025 sont les suivantes :

À fin 2025 :

• pour le palier 900 MW, 25 réacteurs sur 32 ont terminé leur 4^e visite décennale. Les VD4 de Cruas 3, Saint-Laurent 1, Blayais 4 et Cruas 1 se sont terminées en 2025 ;
• pour le palier 1 300 MW, 19 réacteurs sur 20 ont terminé leur 3^e visite décennale (dont Penly 2 en 2025). La VD3 de Golfech 2 est en cours de réalisation ;
• pour le palier N4, les 4 réacteurs ont terminé leur 2^e visite décennale ;
• pour Flamanville 3, le réacteur a été couplé au réseau électrique national le 21 décembre 2024. Après ce premier couplage, conformément à la procédure de démarrage, les phases d’essais et de connexion et de déconnexion au réseau électrique se sont poursuivies au cours de l’année 2025 et le réacteur a atteint sa pleine puissance le 14 décembre après avoir obtenu l’autorisation de l’ASNR de dépasser le palier des 80 % le 12 décembre 2025. Le Groupe a fixé la date de début de la visite complète (VC1) de l’installation au 26 septembre 2026 pour une durée prévisionnelle de 350 jours.

Les contrats d’allocation de production

EDF a développé, dans les années 1970-1980, une coopération industrielle avec des opérateurs européens dans le domaine nucléaire, sous forme de contrats d’allocation de production adossés à des réacteurs du parc nucléaire français d’EDF.

Le principe des contrats d’allocation de production est de réserver aux cocontractants une quote-part de la puissance des réacteurs concernés en contrepartie du règlement de cette même quote-part des coûts fixes des réacteurs (coûts de construction, coûts annuels d’exploitation, coûts liés à sa déconstruction, taxes locales et spécifiques au nucléaire, etc.) et de leur vendre la même quote-part de l’énergie produite par ces réacteurs au coût variable combustible (incluant les coûts amont et aval du combustible) pendant toute leur durée de fonctionnement.

Au 31 décembre 2025, EDF compte dans son parc 10 réacteurs nucléaires concernés par ce type de contrat (à hauteur de 1 GW) avec les énergéticiens européens suivants :

• Cattenom 1-2 : EnBW (5 %) ;
• Bugey 2-3 : Électricité de Laufenbourg ⁽¹⁾ (17,5 %) ;
• Tricastin 1 à 4 : Electrabel ⁽²⁾ (12,5 %) ;
• Chooz B1-B2 : Luminus, filiale d’EDF en Belgique (3,3 %).

Par ailleurs, EDF a conclu un second type de contrat d’allocation de production adossé à un parc de centrales (pour un total de l’ordre de 2 GW). Si la durée du contrat et la contribution aux coûts fixes restent liées à des réacteurs du parc bien identifiés, le volume d’énergie vendu au coût variable du combustible est, en revanche, déterminé par le niveau de la disponibilité d’un parc de centrales de référence plus large, appliqué à la part de puissance réservée aux cocontractants sur les réacteurs concernés. Ces contrats concernent principalement les réacteurs suivants :

• Chooz B1-B2 (tête de série N4) : Electrabel (21,7 %) ;
• Cattenom 3-4 : Électricité de Laufenbourg (7,8 %) et le groupement d’électriciens suisses CNP (21,8 %).

Dans ces deux types de contrats, les cocontractants ont partagé avec EDF les risques industriels lors du développement du parc. Ils assument les risques liés à l’exploitation actuelle des centrales. En revanche, ils n’ont aucun rôle opérationnel.

L’exploitation du parc nucléaire

Le nucléaire est un moyen de production dont le coût variable, essentiellement lié au combustible, est faible. Il représente en effet moins de 30 % des coûts d’exploitation ⁽³⁾. Le niveau de production atteint et l’optimisation des coûts d’exploitation fixes et des charges de maintenance sont donc les principaux leviers de compétitivité du parc nucléaire dans sa phase d’exploitation. Les leviers relatifs au cycle du combustible sont décrits à la section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux du nucléaire ».

Cycle de production et arrêts programmés

EDF doit concilier les enjeux liés à la saisonnalité importante de la consommation en France, du fait de sa forte thermo-sensibilité, avec la disponibilité des ressources de maintenance et l’utilisation efficiente du combustible en réacteur.

Ainsi, EDF a retenu pour son parc des cycles de production de 12 et 18 mois dont la répartition était la suivante à fin 2025 :

• * Les 4 réacteurs de la centrale du Bugey.

Chaque cycle de production est composé d’une période en fonctionnement du réacteur, puis d’une période d’arrêt, au cours de laquelle une fraction du combustible est remplacée. Une alternance entre deux types d’arrêts programmés est organisée à l’issue de chaque cycle de fonctionnement :

• l’arrêt pour simple rechargement (ASR) d’une durée normative d’environ 40 jours. La principale opération réalisée est le déchargement du combustible usé et le rechargement du combustible neuf. Certains tests et quelques opérations de maintenance sont également réalisés ;
• la visite partielle (VP), d’une durée normative ⁽⁴⁾ d’environ 85 jours, consacrée au déchargement/rechargement du combustible et à la maintenance.

Tous les dix ans, chaque réacteur est arrêté afin d’effectuer une visite décennale (VD) et fait l’objet d’un réexamen ⁽⁵⁾. Ce réexamen doit permettre d’apprécier la situation de l’installation au regard des règles qui lui sont applicables et d’actualiser l’appréciation des risques ou inconvénients que l’installation présente pour les intérêts mentionnés à l’article L. 593-1, en tenant compte notamment de l’état de l’installation, de l’expérience acquise au cours de l’exploitation, de l’évolution des connaissances, dont celles sur le changement climatique et ses effets, et des règles applicables aux installations similaires. Cette appréciation des risques tient compte des conséquences du changement climatique sur les agressions externes à prendre en considération dans le cadre de celle-ci. La visite décennale a une durée de l’ordre de 180 jours ⁽⁶⁾ en moyenne. Elle varie en fonction du programme de travaux et de maintenance ainsi que du palier concerné.

Le programme d’une visite décennale comprend :

• des opérations de déchargement et rechargement du combustible, comme à chaque arrêt ;
• une épreuve hydraulique du circuit primaire, une épreuve d’étanchéité de l’enceinte et des travaux d’inspection de la cuve du réacteur ;
• des travaux de modifications liés aux réexamens périodiques ;
• d’autres opérations de maintenance spécifiques, notamment la rénovation ou le remplacement de gros composants.

À l’issue de chaque visite décennale (VD), il revient à l’ASNR de donner son accord sur le redémarrage du réacteur pour le cycle à venir et de prendre position sur la poursuite du fonctionnement pour 10 ans supplémentaires en émettant éventuellement des prescriptions techniques.

S’agissant de Flamanville 3, la production prévue lors du cycle à partir de la première divergence est d’environ 14 TWh. Après ce premier cycle de production, le réacteur réalisera sa première visite complète « VC1 ».

• (1) Groupe Axpo.
• (2) Groupe Engie.
• (3) Les coûts d’exploitation se définissent de la façon suivante : coûts du combustible (y compris charges de l’aval du cycle du combustible), dépenses de fonctionnement (achats et services extérieurs, personnel) et dépenses de maintenance (charges et investissements). Ils ne comprennent ni les investissements liés à la construction, ni les charges de déconstruction.
• (4) Les durées normatives constituent des durées de référence optimisées et réalistes par type d’arrêt. Elles intègrent le retour d’expérience des arrêts passés. Les durées programmées des arrêts varient autour de ces durées de référence en fonction du programme de travaux à réaliser.
• (5) En conformité avec l’article L. 593-18 du Code de l’environnement.
• (6) Durée « normale » excluant les cas particuliers ou extrêmes.

Fonctionnement du parc nucléaire d’EDF

Les moyens de production nucléaire, en raison de leur coût variable peu élevé, sont en premier lieu utilisés en base. Ils sont utilisés juste après l’hydraulique au fil de l’eau et les autres énergies renouvelables fatales, ainsi que l’énergie achetée au titre des obligations d’achat auprès des producteurs décentralisés d’électricité. La faiblesse de la consommation intérieure et la hausse des productions renouvelables, partiellement compensées par un surcroît d’exportations, ont conduit en 2025 à nouveau à recourir aux capacités de flexibilité des réacteurs. La forte saisonnalité de la consommation en France et la demande importante en hiver imposent une certaine concentration des arrêts programmés du parc nucléaire essentiellement entre avril et octobre.

Le 20 février 2025, le Conseil d’administration d’EDF a autorisé la signature de la documentation contractuelle permettant de débuter la phase expérimentale du service d’irradiation convenu entre l’État, le CEA et EDF ⁽²⁾. Cette phase, qui se prolongera autant que nécessaire, permettra à EDF d’étudier la faisabilité de ce service qui n’aura d’impact ni sur l’exploitation ni sur la finalité de production d’électricité de la centrale, qui reste soumise au régime des installations nucléaires civiles. Ce service d’irradiation pourrait également être utilisable dans le secteur médical ou dans l’industrie aérospatiale.

Production 2025

La production nucléaire s’établit à 373 TWh à fin décembre 2025, en augmentation de 11,3 TWh par rapport à 2024 (361,7 TWh). Cette augmentation est liée à l’amélioration de la performance des arrêts de tranche et à la maîtrise industrielle des contrôles et des chantiers de réparations liés au solde du dossier de corrosion sous contrainte (CSC).

Performances techniques 2025

L’impact sur la production nucléaire de l’année 2025 du dossier de corrosion sous contrainte a été minime par rapport aux années précédentes, avec l’achèvement du plan d’actions grâce à l’industrialisation des chantiers sur les champs techniques et organisationnels.

Lancé en 2021, le programme de transformation START, centré sur la reconquête de la maîtrise industrielle des arrêts de tranche, continue de porter ses fruits : la durée moyenne de prolongation des arrêts de tranche évolue sur une trajectoire comparable à 2024. Pour la campagne 2025, 23 arrêts sur 42 achevés ont été recouplés avant la date cible, contre 17 sur 41 à période comparable en 2024. Le programme START entre dans une deuxième phase, en 2026, au regard de sa performance.

La meilleure performance de visite décennale de l’année a été réalisée à Cruas 3 avec 16 jours d’avance. La meilleure performance sur les visites partielles du palier 1 300 MW a été réalisée par Paluel 4 avec 17  jours d’avance et sur le palier 900 par Tricastin 1 avec 20 jours d’avance sur le calendrier prévisionnel. Enfin, Dampierre 2 et Saint Laurent B2 ont réalisé les meilleurs arrêts pour simple rechargement en avance de 11 jours sur les durées initialement prévues.

Toutefois, sur la campagne 2025, 5 réacteurs ont connu des dépassements sensiblement supérieurs à leur durée prévisionnelle (> 28  jours). Les réacteurs de Gravelines 2, Nogent 1, Belleville 2, Gravelines 1 et Chooz B1 ont été impactés par des aléas techniques dimensionnants et Golfech 2 par un mouvement social. Les recouplages de Belleville 2, Gravelines 1, Chooz B1 et Golfech 2 ont été décalés en 2026.

À la production nucléaire exprimée en énergie annuelle correspond à un taux de production du parc nucléaire français. Il se définit comme l’énergie produite rapportée à l’énergie théorique maximale (cette dernière notion correspondant à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année). Il est encore appelé load factor (« Kp »). Ce taux est obtenu par la multiplication de deux coefficients (Kp = Kd × Ku) :

• le coefficient de disponibilité (« Kd ») (énergie disponible ⁽³⁾ rapportée à l’énergie théorique maximale. Cette dernière notion correspond à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année). Le Kd est fonction de la durée des arrêts et est par conséquent impacté par les durées normatives et les programmes de travaux à réaliser ;
• le coefficient d’utilisation (« Ku ») (énergie produite rapportée à l’énergie disponible). Le Ku est le reflet des contraintes environnementales, réglementaires et sociales, de la fourniture des services système et de l’optimisation opérée par EDF (combustible et modulation).

Le coefficient Kp, de 69 %, est de bon niveau. Il est la résultante d’un Kd de 76,9 % et d’un Ku de 89,7 %.

EPR de Flamanville 3

Le réacteur a été couplé au réseau électrique national le 21 décembre 2024. Après ce premier couplage, conformément aux procédures de démarrage, plusieurs phases d’essais ont été entreprises :

• la phase d’essais à 25 % et l’autorisation ASNR obtenue le 31 janvier 2025 pour franchir ce palier ;
• l’essai appelé BAS 108, qui consiste à couper volontairement les sources externes, réalisé le 23 mai 2025 ;
• le début des essais à 60 % à partir du 29 mai 2025 et le solde de cette phase d’essais le 12 novembre avec la réalisation d’un essai d’îlotage le 7 novembre 2025 ;
• le début des essais à 80 % à partir du 12 novembre 2025 qui ont conduit à l’autorisation de l’ASNR le 12 décembre 2025 de monter la puissance du réacteur à 100 %. Cette étape a été franchie le 14 décembre 2025 ;

• (1) L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) au 1^er janvier 2025 avec l’entrée en vigueur de la loi n° 2024-450 du 21 mai 2024 relative à l’organisation de la gouvernance de la sûreté nucléaire et de la radioprotection pour répondre au défi de la relance de la filière nucléaire.
• (2) Voir le communiqué de presse d’EDF du 18 mars 2024 « EDF répond à la demande de l’État d’étudier la réalisation d’un service d’irradiation en appui au CEA ».
• (3) L’énergie disponible est égale à l’énergie théorique maximale moins les pertes de production pour causes techniques inhérentes à la centrale, c’est-à-dire les arrêts programmés, les arrêts fortuits sur avaries ou pour impératifs de sûreté ainsi que la réalisation d’essais réglementaires.

• le programme de démarrage se poursuit avec des tests des matériels à pleine puissance, la réalisation de relevés et la vérification de leur correct fonctionnement. Des variations de puissance sont opérées pour poursuivre les essais à différents paliers de puissance.

Le démarrage d’un réacteur est un processus long et complexe qui met en service les matériels pour la première fois. Dans ce contexte, le réacteur a été l’objet de plusieurs arrêts fortuits dont :

• un arrêt du réacteur du 15 février 2025 au 19 avril 2025 pour intervenir sur plusieurs matériels avec, en particulier, une intervention sur la turbine ;
• un arrêt du réacteur du 19 juin au 15 octobre 2025 afin d’intervenir sur les trois soupapes de protection du circuit primaire.

Fabrication et qualité des équipements – la cuve

Le dossier concernant des teneurs en carbone plus élevées qu’attendu dans les calottes de fond de cuve et de couvercle a été instruit par l’ASNR au 1^er semestre 2017 sur la base d’un dossier produit par Framatome sous la surveillance d’EDF. Sur la base de l’avis d’un groupe d’experts mandaté par l’ASNR, cette dernière considère que les caractéristiques mécaniques du fond et du couvercle de la cuve sont suffisantes au regard des sollicitations auxquelles ces pièces sont soumises, y compris en cas d’accident ⁽¹⁾. L’ASNR a autorisé, le 9 octobre 2018, la mise en service du fond de cuve moyennant la mise en œuvre de contrôles en service, et la mise en service du couvercle de cuve en limitant à cette époque sa durée d’utilisation à fin 2024.

Framatome a émis, en décembre 2022, une demande de report de la date de remplacement du couvercle à l’issue du 1^er cycle de fonctionnement.

En réponse à cette demande et à la suite de la consultation du public qui s’est déroulée du 11 au 31 mars 2023, l’ASNR a publié le 16 mai 2023 une décision autorisant l’utilisation du couvercle actuel jusqu’à « l’arrêt du réacteur au cours duquel la première requalification complète du circuit primaire est réalisée ».

La fabrication du nouveau couvercle est désormais achevée dans les usines de Framatome. Il sera remplacé lors de la visite complète 1 (VC1).

Retour d’expérience Taishan

EDF a pris en compte les enseignements issus du retour d’expérience des démarrages et de l’exploitation des EPR en exploitation à l’international.

Avant la première divergence de l’EPR de Flamanville 3 en septembre 2024, des mesures de remplacement de 64 assemblages périphériques disposant d’un traitement thermique ont été prises pour se prémunir du risque d’inétanchéité de crayons combustibles constaté au cours du 2^e cycle d’exploitation de l’EPR de Taishan 1. L’apparition de ces inétanchéités combustible est consécutive :

• à la rupture de dispositifs (ressorts) de certaines grilles de maintien des assemblages combustibles situées à la périphérie du cœur du réacteur, ces ressorts n’ayant pas bénéficié d’une irradiation rapide et suffisante en raison de la durée allongée de la montée en puissance ;
• à une usure des gaines (enveloppe métallique dans laquelle se trouvent les pastilles d’uranium) de combustible par frottements sur les ressorts cassés.

À la suite de la durée de montée en puissance plus longue que prévu de l’EPR de Flamanville 3 et dans une approche prudente et conservative, une mesure complémentaire est mise en place lors de la visite complète n° 1, en introduisant intégralement des assemblages non irradiés dans le cœur du réacteur de Flamanville 3 avant de débuter son 2^e cycle d’exploitation.

Ces dispositions de prévention ont été partagées avec l’Autorité de sûreté.

Coût à terminaison

Pour un détail des investissements relatifs à l’EPR de Flamanville 3, voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 9.3 « Immobilisations de production et autres immobilisations corporelles ».

Traitement du phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) détecté sur les circuits auxiliaires de plusieurs réacteurs nucléaires

À l’occasion de la réalisation de contrôles programmés lors de la visite décennale du réacteur de Civaux 1 fin 2021, un phénomène de corrosion sous contrainte a été identifié sur des portions de tuyauteries des circuits auxiliaires au circuit primaire principal du réacteur. EDF a aussitôt engagé la réalisation de contrôles et d’expertises sur les 4 paliers de réacteurs qui composent le parc nucléaire français (900 MW, 1 300  MW-P4, 1 300 MW-P’4 et N4).

Les examens réalisés en 2022 ont permis de définir une première caractérisation de la sensibilité à la CSC des 56 réacteurs du parc nucléaire : 40 réacteurs ont été identifiés comme peu ou pas sensibles au phénomène de CSC. Il s’agit des 32 réacteurs du palier 900 MW et des 8 réacteurs du palier 1 300 MW-P4. 16 réacteurs ont été identifiés comme sensibles ou fortement sensibles au phénomène de CSC, il s’agit des 12 réacteurs du palier 1 300 MW-P’4 et des 4 réacteurs du palier N4. Le programme industriel de remplacement préventif des portions de tuyauteries prévu pour les réacteurs sensibles à la CSC s’est terminé au 1^er trimestre 2024.

En 2025, le programme de contrôles des réacteurs s’est poursuivi avec un volume de contrôles proche de celui de 2024. Les contrôles ont été réalisés lors des arrêts programmés pour maintenance, aucun arrêt supplémentaire ou dédié n’a été réalisé. Ainsi, fin 2025, le programme de contrôles des lignes auxiliaires a été clôturé, conformément aux prévisions initiales, complété par des contrôles sur d’autres lignes (lignes d’expansion du pressuriseur, circuit primaire principal, lignes de petits diamètres).

EDF a finalisé et transmis à l’ASNR sa stratégie de suivi et de maintenance, sur laquelle une position de l’ASNR est attendue en 2026.

Deux procédés de désensibilisation des lignes à la CSC (arasage téléopéré des soudures en paroi interne et mise en compression des soudures) ont été qualifiés et mis en œuvre sur plusieurs réacteurs en 2025.

Le projet dédié à la CSC a été clôturé fin 2025 et la surveillance de la CSC passera en mode pérenne, via les programmes de maintenance courante des équipements, à partir de 2026, par la mise en œuvre de la stratégie de suivi et de maintenance.

Le risque associé au phénomène de CSC est décrit dans la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle », risque 1B « Non-respect des objectifs d’exploitation et/ou de poursuite de fonctionnement des parcs nucléaires (France et Royaume-Uni) ».

Lutte contre la fraude et les pratiques suspectes (CFSI)

EDF continue d’apporter une attention particulière à la maîtrise de la qualité des fabrications et du montage des pièces sur les installations nucléaires, en exploitation ou en construction. La détection de faits susceptibles de relever de fraudes ou pratiques suspectes donne systématiquement lieu à des investigations et à la mise en œuvre d’actions visant à préserver les intérêts d’EDF.

Dans un contexte marqué par un accroissement des pratiques pouvant relever de CFSI, EDF a engagé un plan d’action visant notamment à renforcer ses capacités de prévention, de détection et à impliquer l’ensemble de la filière nucléaire dans la lutte contre les CFSI. Ce plan définissant des actions ciblées et graduées est détaillé dans un courrier d’EDF à l’ASN du 19 mars 2024. Ce plan d’action a été considéré comme approprié par l’ASNR.

En 2025, la mise en œuvre de ces actions de renforcement s’est poursuivie tant sur le parc en exploitation que sur les centrales en construction.

Sur le parc en exploitation, les contrôles menés sur l’aspect documentaire mais également sur des composants potentiellement suspectés de CFSI n’ont pas mis en évidence d’anomalies particulières sur ces matériels.

• (1) Avis n° 2017-AV-0298 de l’ASN du 10 octobre 2017.

1.4.1.1.2.2 Sûreté nucléaire, environnement, radioprotection

Les risques attachés à la sûreté nucléaire, l’environnement et la radioprotection sont décrits dans la section 2.2.2 « Risques spécifiques aux activités nucléaires », risque 2C « Atteinte à la sûreté nucléaire en exploitation, mise en cause au titre de la responsabilité civile nucléaire ».

Une démarche de sûreté nucléaire constante

EDF, en sa qualité d’exploitant nucléaire, assume la responsabilité de la sûreté nucléaire. Dans un contexte en évolution rapide (marché concurrentiel, enjeux environnementaux, interconnexion européenne…), EDF réaffirme la priorité absolue que représente la protection de la santé, de l’homme et de l’environnement notamment par la prévention des accidents et la limitation de leurs conséquences au titre de la sûreté nucléaire. La réalisation du programme électronucléaire français a conduit EDF à mettre en place une démarche de sûreté qui :

• prend en compte, dès la conception, les risques et inconvénients qui pourraient survenir en cours d’exploitation des centrales, qu’ils soient liés au fonctionnement propre des installations ou à des agressions internes ou externes ;
• repose sur l’application de règles d’exploitation rigoureuses ainsi que sur l’attitude prudente et interrogative des équipes techniques grâce à la mise en place d’une véritable culture de la sûreté ;
• s’appuie sur l’expérience accumulée de l’exploitation d’un parc standardisé ;
• intègre et promeut une démarche de progrès continu. Elle se matérialise, notamment, par la recherche permanente de la diminution du nombre des arrêts automatiques des réacteurs ;
• bénéficie d’une ingénierie nucléaire et d’une R&D intégrées au Groupe. L’objectif est d’anticiper la survenue de défaillances, maintenir les installations en l’état, faire évoluer les matériels de manière continue, réévaluer les marges de sûreté, assurer la veille technologique ainsi que la mise en œuvre de techniques nouvelles plus performantes et la maîtrise d’ouvrage des installations en déconstruction ;
• mise fortement sur le développement des compétences. Dans ce but, chaque site de production nucléaire est doté d’un simulateur utilisé pour former et s’entraîner à tout type de situation.

Le dispositif de contrôle

La sûreté nucléaire fait l’objet de nombreux contrôles, tant internes qu’externes. Ainsi, EDF réalise tous les quatre ans, pour chaque centrale nucléaire ⁽¹⁾, des évaluations globales d’excellence en commun avec les peer reviews de la WANO ⁽²⁾. Elles se déroulent sur trois semaines et impliquent environ 40 inspecteurs.

L’Inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection est nommé et rattaché directement au Président-Directeur Général d’EDF. Il mène des échanges avec les salariés du nucléaire. Les inspections qu’il réalise permettent de porter chaque année un avis sur la sûreté globale du parc nucléaire et de proposer à la direction de l’entreprise des actions de progrès. Son rapport annuel est rendu public.

Les efforts déployés par EDF ont permis de réduire le nombre moyen annuel d’arrêts automatiques réacteur. Leur nombre a été divisé par quatre en une vingtaine d’années. En 2025, ils se sont élevés à 23 sur l’ensemble du parc dont un sur le réacteur Flamanville 3.

• À l’échelon national, le contrôle de la sûreté est assuré par l’ASNR via :

• > des inspections programmées ou inopinées menées par l’ASNR : environ 450 par an sur l’ensemble des installations nucléaires d’EDF,

• > un processus de réexamen périodique (décennal) : il vise à vérifier la conformité de l’installation aux règles qui lui sont applicables. Il vise aussi à actualiser l’appréciation des risques ou inconvénients que l’installation présente pour les intérêts protégés (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l’environnement). Pour ce faire, il tient compte notamment de l’état de l’installation, de l’expérience acquise au cours de l’exploitation, de l’évolution des connaissances, dont celles sur le changement climatique et ses effets, et des règles applicables aux installations similaires.

À l’issue de la visite décennale, l’exploitant adresse à l’ASNR un rapport de conclusions du réexamen périodique. Dans ce rapport, l’exploitant prend position sur la conformité de son installation, ainsi que sur les modifications réalisées visant à remédier aux écarts constatés ou à améliorer la sûreté de l’installation. L’ASNR communique au ministre en charge de la sûreté nucléaire son analyse du rapport et prend position sur la poursuite du fonctionnement du réacteur pour les 10 ans suivant la visite décennale. Elle peut fixer à l’exploitant des prescriptions complémentaires ⁽³⁾. Le réexamen périodique constitue une étape essentielle de la poursuite du fonctionnement des centrales.

• (1) Il s’agit des CNPE, Centres nucléaires de production d’électricité.
• (2) World Association of Nuclear Operators.
• (3) Voir le cadre réglementaire « L’Autorité de sûreté nucléaire devenue l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) » de la section 1.4.1.1.2.1 « Le parc nucléaire d’EDF en France et son exploitation ».

• À l’échelon international, des inspections ont lieu régulièrement. Elles permettent la mise en commun d’une expérience acquise dans le monde :

• > les OSART (Operational Safety Review Team) de l’AIEA ⁽¹⁾ sont effectuées à la demande de l’État français (une par an). Elles ont pour objectif de formuler des recommandations et de procéder à la diffusion de bonnes pratiques. En 2025, l’OSART a été réalisée sur Chinon,

• > les visites internationales « revues de pairs » (peer reviews) menées par la WANO ⁽²⁾ sont organisées à la demande d’EDF. Elles portent sur l’évaluation des performances de sûreté au regard des meilleures pratiques internationales. En 2025, il y en a eu quatre.

Le dispositif d’alerte

En situation accidentelle, une organisation de crise est prévue pour limiter les impacts sur l’environnement et sur les populations, et assurer la sécurité de l’installation. Cette organisation de crise s’appuie sur deux plans étroitement coordonnés, conçus pour les niveaux national et local. Il s’agit :

• du plan d’urgence interne pour chaque site nucléaire élaboré par EDF ;
• du plan particulier d’intervention élaboré par les préfets, en collaboration avec les services de l’État et EDF.

Afin d’assurer une meilleure efficacité, ces plans prennent notamment en compte des risques d’origine externe (inondation…) ou interne (incendie…). La pertinence du dispositif d’alerte, d’information et de protection des populations est évaluée régulièrement au travers d’exercices de simulation d’accidents. Chaque année, une centaine d’exercices est organisée pour l’ensemble du parc nucléaire français, soit environ un tous les trois jours. Une dizaine d’entre eux sont d’ampleur nationale sous la direction de l’ASNR. Ils impliquent EDF et les pouvoirs publics, dont notamment les préfectures.

Dès les premières analyses qui ont suivi l’accident de Fukushima de mars 2011, EDF a enrichi son organisation de gestion de situation de crise. Elle a mis en place un dispositif national capable d’apporter rapidement une aide matérielle et humaine à un site en grande difficulté. Ce dispositif appelé « Force d’action rapide nucléaire (FARN) » a fait l’objet d’exercices de simulation à partir des bases régionales situées à Civaux, Paluel, Dampierre et Bugey. Il peut être déployé sur un réacteur de n’importe quel site en difficulté.

Les évènements significatifs dans le domaine de la sûreté

La sûreté d’exploitation des installations nucléaires est prise en compte dès la conception des ouvrages. Elle fait l’objet d’un suivi régulier avec une politique de mobilisation du personnel et d’importants programmes d’investissements.

Les écarts présentant une importance particulière selon des critères précisés par l’ASNR sont dénommés « évènements significatifs ». La détection par les exploitants nucléaires des évènements significatifs joue un rôle fondamental en matière de prévention des incidents ou des accidents. La réglementation demande à tous les exploitants nucléaires de déclarer à l’ASNR les évènements significatifs pour la protection des intérêts mentionnés à l’article L. 593-1 du Code de l’environnement.

Chaque évènement est analysé par les équipes de la centrale pour déterminer son caractère significatif avec une vision indépendante de cette déclaration portée par la filière indépendante de sûreté du site.

Ceux concernant la sûreté sont nommés « ESS », « Événements significatifs pour la sûreté ». Ce processus de déclaration s’inscrit dans le cadre d’une démarche d’amélioration continue de la sûreté nucléaire et de transparence. Son objectif est notamment de permettre l’analyse de ces évènements afin de faciliter l’évaluation ultérieure d’un incident ou d’un risque d’incident, et d’améliorer les pratiques d’un établissement et/ou d’un secteur d’activité en matière de prévention.

Tous les évènements significatifs doivent être déclarés à l’ASNR par les exploitants nucléaires ou les transporteurs, au plus tard sous 48 heures ouvrées. Ils incluent une proposition de classement sur l’échelle INES ⁽³⁾ (échelle internationale à sept niveaux – de 1 à 7 suivant leur importance ; ceux qui n’ont aucune importance du point de vue de la sûreté nucléaire sont déclarés au niveau 0). L’ASNR demeure responsable de la décision finale de classement. L’utilisation de l’échelle INES permet à l’ASNR de sélectionner ceux qui ont une importance suffisante pour faire l’objet d’une communication de sa part.

Depuis la mise en place en 1987 d’une échelle de ce type en France, aucun évènement classé sur l’échelle INES de niveau 3 (incident grave – très faible rejet à l’extérieur et exposition du public représentant une fraction des limites réglementaires), ou au-delà, n’a eu lieu sur le parc nucléaire français. En 2025, EDF a déclaré, en France, 742 évènements significatifs pour la sûreté (ESS) hors Flamanville 3, par rapport aux 755 ESS de 2024. Aucun ESS de niveau 2 sur l’échelle INES (comme en 2024) n’a été déclaré.

Par ailleurs, la politique de sûreté nucléaire du Groupe est intégrée dans les formations applicables aux personnels d’EDF et de ses prestataires. Après une formation initiale de plusieurs mois, allant jusqu’à 24 mois pour les postes clefs (ingénieur sûreté, opérateur…), chaque salarié doit suivre des recyclages obligatoires. Leur fréquence est annuelle, bisannuelle ou trisannuelle, en fonction des métiers et des domaines.

Les résultats 2025 détaillés sur la sûreté nucléaire sont publiés dans le rapport annuel établi par l’Inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection et sont disponibles sur Internet ⁽⁴⁾.

Le respect de l’environnement

La démarche environnementale d’EDF a été initiée en 2002 sur quelques sites. Elle a ensuite été étendue à l’ensemble des unités de production nucléaire. Elle s’appuie sur un système de management environnemental certifié ISO 14001 (SME). Voir la section 3.2.1 « Système de management de l’environnement ». Pour une description du traitement des déchets radioactifs de l’aval du cycle du combustible et de la déconstruction, voir la section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux du nucléaire ».

La radioprotection

La mobilisation des différents acteurs permet de poursuivre la dynamique d’amélioration dans le domaine de la radioprotection et de la dosimétrie (formations et entraînements des salariés et du management, renforcement de la surveillance de la propreté des installations, améliorations des matériels à disposition des intervenants, optimisation de l’installation d’écrans de plomb, standardisation des méthodes de travail et des matériels entre sites nucléaires, renforcement de la supervision…).

Ainsi, sur la décennie écoulée, la dose collective annuelle moyenne s’établit à 0,69 homme-sievert ⁽⁵⁾ par réacteur, en baisse de 1 % par rapport à la décennie précédente, alors que le volume moyen d’heures travaillées a augmenté de 23 % entre deux décennies. En 2025, elle est de 0,68 homme-sievert par réacteur. La dose individuelle annuelle moyenne (salariés d’EDF et partenaires industriels) reste inférieure à 1 mSv en 2025 (0,81 mSv). Elle se situe bien en dessous de la limite réglementaire fixée à 20 millisieverts sur 12 mois glissants pour le corps entier.

EDF poursuit de façon volontariste la démarche ALARA (As Low as Reasonably Achievable) de maîtrise de la dosimétrie collective en continuant à diminuer les expositions aux rayonnements par des programmes pluriannuels d’assainissement des installations et par des tests de nouvelles technologies visant à réduire le terme source.

• (1) Agence internationale de l’énergie atomique.
• (2) World Association of Nuclear Operators.
• (3) International Nuclear Event Scale.
• (4) Rapport 2025 : igsnr.com/wp-content/uploads/2026/02/Rapport-IGSNR-2025.pdf
• (5) Somme des doses absorbées par l’organisme entier du fait de l’exposition à des rayonnements provenant de la radioactivité pour l’ensemble des activités et l’ensemble des intervenants.

1.4.1.1.2.3 Les enjeux du nucléaire

A – Les étapes et enjeux liés au cycle du combustible nucléaire

Les risques associés au cycle du combustible sont décrits au chapitre 2 –Risque 2B « Maîtrise du cycle du combustible ».

Le cycle du combustible nucléaire regroupe l’ensemble des opérations industrielles menées en France et à l’étranger qui permettent de livrer le combustible pour produire de l’énergie en réacteur, puis d’assurer son évacuation et son traitement.

EDF coordonne l’ensemble des opérations du cycle qui se décompose en trois étapes :

• l’amont du cycle comprend l’achat par EDF de concentrés issus du minerai d’uranium. Les transformations en produits plus élaborés, à savoir la fluoration (ou conversion), l’enrichissement et la fabrication des assemblages de combustible sont confiées aux industriels du cycle au travers de contrats de service pluriannuels ;
• le cœur du cycle correspond à son utilisation en réacteur : la réception, le chargement, l’exploitation et le déchargement. Le combustible séjourne entre quatre et cinq ans dans le réacteur. EDF assure ces opérations ;
• l’aval du cycle pour le parc de réacteurs en France comprend l’entreposage en piscine, le traitement des combustibles usés, le conditionnement des déchets radioactifs et le recyclage des matières valorisables, l’entreposage des déchets conditionnés avant leur stockage.

EDF est propriétaire dans la plupart des cas et responsable du combustible et des matières intervenant aux différentes étapes du cycle.

L’amont du cycle

EDF assure la continuité et la sécurité d’approvisionnement de ses réacteurs, en France comme au Royaume-Uni. Il conserve la maîtrise globale de l’ensemble des opérations du cycle à chaque étape, à travers un portefeuille de contrats et par la constitution de stocks aux différentes étapes de l’amont du cycle (uranium naturel, uranium fluoré enrichi ou non, assemblages neufs en magasin). Orano constitue un fournisseur important de cette étape du cycle.

L’approvisionnement en uranium naturel

Les approvisionnements en uranium d’EDF sont assurés à long terme par des contrats diversifiés en termes d’origines et de fournisseurs. Leur durée peut atteindre 20 ans. Les formules d’indexation des contrats d’approvisionnement comprennent des parts fixes (prix de base inflatés ou non) et des parts variables (indexées sur des indices de prix de marché). Elles sont généralement limitées par des prix planchers et plafonds qui atténuent les effets des variations des prix de marché sur les coûts d’approvisionnement. Le cas échéant, le Groupe met en place une stratégie de couverture du risque de change et de l’inflation américaine.

EDF est attentive à la mise en œuvre de bonnes pratiques en matière d’extraction minière. Depuis 2011, EDF réalise périodiquement des audits de mines sur la base d’une méthode élaborée avec la WNA ⁽¹⁾. Voir la section 3.3.3.4.3 « Responsabilité sur la chaîne d’approvisionnement en combustibles ».

La fluoration (ou conversion)

Les besoins d’EDF sont assurés par Orano en France, ainsi que par d’autres producteurs mondiaux tels que Cameco au Canada et Converdyn aux États-Unis.

L’enrichissement de l’uranium naturel en uranium 235

EDF couvre ses besoins en services d’enrichissement auprès des grands enrichisseurs mondiaux : Orano (France), Urenco (Royaume-Uni, Allemagne, Pays-Bas, États-Unis) sur la base de contrats à prix majoritairement fixes.

La filière uranium de retraitement enrichi

Cette filière, constituée dès les années 1990, permet de recycler dans les réacteurs de l’uranium issu du traitement du combustible usé. Ce dernier constitue environ 95 % de la masse du combustible usé. La filière de recyclage de l’uranium de retraitement, relancée en 2018, concerne actuellement quatre réacteurs de 900 MW. Sous réserve de la réalisation des modifications techniques et de l’obtention des autorisations nécessaires, certains réacteurs de 1 300 MW recevront des assemblages à base d’uranium de retraitement à l’horizon 2027.

La fabrication des assemblages de combustible

EDF se fournit en assemblages de combustible soit en interne, au travers de sa filiale Framatome, soit en externe. Le fournisseur externe est Westinghouse.

L’alimentation en combustible des deux réacteurs d’EDF à Hinkley Point C (Royaume-Uni)

EDF a signé avec Orano et Framatome, en septembre 2016, des contrats de fourniture d’uranium, de services de conversion et d’enrichissement ainsi que de fabrication d’assemblages en vue de l’alimentation en combustible des réacteurs d’Hinkley Point C.

L’aval du cycle

Les risques associés à l’aval du cycle sont décrits dans la section 2.2.2 « Risques spécifiques aux activités nucléaires », risques 2A « Maîtrise du traitement des déchets radioactifs et du démantèlement des installations nucléaires et sécurisation des engagements associés » et 2B « Maîtrise du cycle du combustible ».

Conformément aux prérogatives fixées par l’article L. 594-4 du Code de l’environnement, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et la Direction générale du Trésor ont commandité début 2024 la réalisation d’un audit externe sur l’évaluation des charges de gestion des combustibles usés d’EDF à fin décembre 2023, conduit par un cabinet d’audit externe. L’audit a commencé au deuxième trimestre 2024 et s’est conclu le 28 mai 2025 sans impact significatif sur la manière dont EDF appréhende son obligation matérialisée par le montant de provision pour gestion des combustibles usés au 31 décembre 2023. À date, la DGEC, commanditaire de cet audit, n’a pas encore émis de lettre de suite.

Le traitement des combustibles usés issus des centrales nucléaires d’EDF

La stratégie d’EDF actuellement retenue, en accord avec l’État, est de pratiquer le traitement des combustibles usés et le recyclage des matières valorisables : le plutonium sous forme de combustible MOX et l’uranium issu du retraitement (voir « L’amont du cycle »).

Les quantités traitées s’élèvent à environ 1 100 tonnes de combustibles usés par an. Elles sont déterminées en fonction de la quantité de plutonium recyclable dans les réacteurs autorisés à charger du combustible MOX.

Le parcours des combustibles usés

EDF et Orano : une collaboration étroite

Les relations entre EDF et Orano portent sur le transport, le traitement des combustibles usés et leur recyclage. Les deux entreprises ont signé :

• en décembre 2008 : un accord-cadre pour la période 2008-2040 ;
• en octobre 2024 : un contrat d’application pour la période 2024-2026 et les contrats de fourniture d’assemblages MOX associés.

Capacités d’entreposage des combustibles usés

Présidé par le Président de la République, le Conseil de politique nucléaire (CPN) du 26 février 2024 a confirmé la politique française sur l’aval du cycle du combustible nucléaire avec la poursuite du traitement-recyclage des combustibles usés, dans un objectif de fermeture du cycle. Ces orientations s’inscrivent dans la droite ligne du discours du Président de la République à Belfort le 10 février 2022 concernant la poursuite d’exploitation du parc actuel et la construction de nouveaux réacteurs.

• (1) World Nuclear Association.
• (2) ANDRA : Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs.

EDF et Orano ont proposé un schéma industriel pour les futures installations du cycle sur le site Orano de La Hague. Il comprendra notamment une nouvelle usine de traitement de combustibles usés ainsi qu’une nouvelle usine de fabrication des combustibles MOX. Placé sous la maîtrise d’ouvrage d’Orano, il prévoit de disposer également d’un atelier regroupant de nouvelles capacités d’entreposage, qui seront connectées ultérieurement aux futures installations de traitement. Le schéma a été présenté à l’ASNR le 24 septembre 2024 et la DGEC, dans son courrier du 10 mars 2025, n’a émis aucune objection. De plus, le CPN du 17 mars 2025 a notamment précisé que « le financement sera principalement porté par EDF ». Le schéma industriel, développé sous maîtrise d’ouvrage Orano, est le programme « Aval du Futur ». Le CPN du 12 mars 2026 a pris acte de l’avancement de ce programme visant à renouveler les installations de l’aval du cycle du combustible à La Hague afin de répondre aux besoins du parc nucléaire existant puis des EPR2. Il a également souligné l’accord de principe passé entre Orano et EDF permettant de sécuriser l’avancée du programme jusqu’aux décisions finales d’investissement.

Par ailleurs, la perspective de la poursuite de l’exploitation du parc nucléaire actuel au-delà de 50 ans, si les conditions de sûreté sont réunies, conformément au discours du Président de la République à Belfort, repousse l’horizon du risque de saturation des entreposages de combustibles usés exploités par Orano à La Hague à 2040, voire au-delà.

La date de mise en service prévisionnelle des nouvelles capacités d’entreposage est compatible avec les besoins identifiés dans une perspective de poursuite d’exploitation du parc nucléaire.

Enfin, la mise en œuvre du projet de densification des piscines d’entreposage des installations actuelles d’Orano à La Hague se poursuit, et a été marquée par l’immersion des premiers paniers densifiés mi-2025. Ce projet est une parade efficace au regard du risque de saturation en cas de dysfonctionnement sur les usines du cycle.

Par ailleurs, toujours de manière complémentaire, Orano étudie la possibilité d’entreposer de façon temporaire du combustible usé à sec. Les scénarios d’entreposage à sec et de densification font l’objet de provisions dédiées.

Le stockage des déchets radioactifs ultimes conditionnés

Les déchets radioactifs, suivant leur nature, leur niveau de radioactivité et la durée de vie des radionucléides les constituant, ont été classés en différentes catégories de déchets : HA (haute activité), MA (moyenne activité), FA (faible activité) et TFA (très faible activité). Ils sont dits « à vie longue » lorsque leur période radioactive dépasse 31 ans.

Déchets de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie longue (MAVL)

Le traitement des combustibles usés permet la vitrification des déchets HA. Ce processus assure un conditionnement de très haute qualité dans un volume réduit. Le volume des déchets est calculé sur la base d’un inventaire de référence correspondant à l’exploitation des anciennes centrales et à 50 années d’exploitation du parc REP actuel (dont Flamanville 3). L’ensemble des déchets HA ainsi conditionnés représente un volume d’environ 9 300 m³ (la consommation électrique d’un million de personnes pendant un an génère environ 3 m³ de déchets HA).

Les déchets MAVL englobent :

• les structures des assemblages (coques et embouts, morceaux de gaines, etc.) séparées lors du traitement du combustible usé. Elles sont aujourd’hui compactées et conditionnées dans des conteneurs en acier inoxydable ;
• des déchets issus de certaines opérations d’exploitation, de maintenance et démantèlement.

Le volume total des déchets MAVL représente environ 37 000 m³. Il inclut notamment les déchets issus de l’exploitation et du démantèlement des installations arrêtées, dont les réacteurs UNGG et ceux du parc REP en exploitation (dont Flamanville 3). Le calcul prend en compte 50 années de durée de fonctionnement des centrales REP.

Comparativement aux déchets HA, ils dégagent moins de chaleur et se prêtent donc plus rapidement à une mise en stockage.

Cigéo : le projet du Centre industriel de stockage géologique

Présentation générale

Le projet Cigéo est le projet français de centre de stockage profond de déchets radioactifs de types MAVL et HA produits par l’ensemble des installations nucléaires françaises jusqu’à leur démantèlement, dont ceux issus du traitement des combustibles usés. Ce projet est conduit par l’ANDRA. Il est prévu que ce centre soit implanté dans l’est de la France, à la limite de la Meuse et la Haute-Marne.

Après quinze ans de recherche, des évaluations et un débat public, le principe du stockage profond a été retenu, par la loi modifiée n° 2006-739 du 28 juin 2006 relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, comme solution sûre à long terme pour gérer ce type de déchets sans en reporter la charge sur les générations futures. Cigéo sera composé d’installations de surface, notamment pour accueillir et préparer les colis de déchets et pour réaliser les travaux de creusement et de construction des ouvrages souterrains. Les déchets seront stockés dans des installations souterraines, à environ 500 mètres de profondeur, dans une couche de roche argileuse imperméable choisie pour ses propriétés de confinement sur de très longues échelles de temps (plusieurs centaines de milliers d’années). Cigéo est prévu pour être exploité pendant au moins 100 ans, tout en étant flexible afin de laisser aux générations futures la possibilité d’adaptations.

Dans l’attente du stockage en couche géologique profonde, les déchets HA et MAVL issus du retraitement du combustible usé à l’usine d’Orano à La Hague sont entreposés sur ce site dans des installations spécifiques dédiées.

Principales étapes

Le 11 janvier 2018, l’ASN a estimé que le projet avait atteint globalement une maturité technologique satisfaisante au stade du dossier d’option de sûreté (DOS). Une revue de conception détaillée a été organisée à la demande de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) par un groupe d’experts indépendants. Elle a rendu, fin  2020, un avis globalement positif sur le dossier présenté par l’ANDRA.

L’enquête publique associée à la déclaration d’utilité publique s’est tenue du 15 septembre au 23 octobre 2021. Elle a abouti à un avis favorable (assorti de cinq recommandations au maître d’ouvrage) des commissaires enquêteurs rendu public le 20 décembre 2021. Les conclusions de la commission notaient que cette enquête publique avait « amené de nombreuses contributions du public, la plupart fort argumentées, la majorité en faveur du projet », et que Cigéo était « opportun, pertinent, et robuste ».

En amont de l’enquête, la contre-expertise de l’Évaluation socio-économique de Cigéo par le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) avait donné lieu à un avis favorable « tant pour le projet dans sa globalité que pour son volet transport ». Elle a souligné que « le projet Cigéo a une forte valeur prudentielle et assurantielle face aux risques environnementaux et sanitaires ».

L’Autorité environnementale, de son côté, avait souligné, dans son avis du 13 janvier 2021, le caractère didactique de l’évaluation environnementale. Elle avait aussi émis une série de recommandations dont l’ANDRA a tenu compte dans le dossier d’enquête publique.

Le décret n° 2022-993 du 7 juillet 2022 a déclaré d’utilité publique Cigéo et a porté la mise en compatibilité du schéma de cohérence territoriale du Pays barrois (Meuse), du plan local d’urbanisme intercommunal de la Haute-Saulx (Meuse) et du plan local d’urbanisme de Gondrecourt-le-Château (Meuse). Par ailleurs, le décret n° 2022-992 du 7  juillet 2022 a inscrit le projet Cigéo parmi les opérations d’intérêt national mentionnées à l’article R. 102-3 du Code de l’urbanisme.

La remise du dossier de demande d’autorisation de création (DAC) a été effectuée le 17 janvier 2023.

À la suite de ce dépôt, le 22 juin 2023, l’ASN a considéré que le dossier de demande d’autorisation de création de Cigéo était recevable. La demande d’autorisation de création a également fait l’objet d’un avis de l’Autorité environnementale en date du 27 juin 2024. Cette étape a permis de lancer le travail d’instruction technique du dossier, cadencée par trois réunions du groupe permanent (GP) : le GP1 (groupe permanent 1) s’est tenu en avril 2024, le GP2 s’est tenu en décembre 2024 et le GP3 s’est tenu en juin 2025. Dans son avis du 25 novembre 2025, l’ASNR estime que l’ANDRA a acquis un socle de connaissances suffisant concernant les données de base retenues pour l’évaluation de sûreté et que la démonstration de sûreté pour les phases d’exploitation et d’après-fermeture, établie sur ce socle de connaissances, est satisfaisante, au stade d’une demande d’autorisation de création. Cette démonstration devra être complétée en vue de la mise en service, limitée à la phase industrielle pilote. Ainsi, l’ASNR estime que le dossier, complété par l’ANDRA conformément aux engagements qu’il a pris pendant l’instruction, pourra donner lieu à l’enquête publique.

Le planning de l’ANDRA, support au chiffrage arrêté en 2016, prévoit d’abord une phase industrielle pilote et prenait en compte une livraison des premiers déchets entre 2035 et 2040. Cette date sera mise à jour dans le planning de référence support au nouvel arrêté coût.

Cas particulier du traitement des déchets bitumineux

Dans le cadre de l’instruction du dossier d’option de sûreté (DOS) de Cigéo, l’ASNR a demandé que, pour les déchets bitumineux, des filières alternatives à leur stockage en l’état à Cigéo soient étudiées. En septembre 2018, la DGEC a mandaté un groupe d’experts pour faire un état des lieux de la gestion des bitumes. Il a conclu, en septembre 2019, à la faisabilité a priori des différentes options de gestion (stockage ou neutralisation). Toutefois, il souligne l’importance de poursuivre les études engagées pour identifier l’option la plus pertinente. Un programme de recherche quadripartite entre producteurs et l’ANDRA est en cours sur ce sujet.

Fiscalité de Cigéo

Concernant la fiscalité de Cigéo, l’article 127 de la loi de finances pour 2021 a opéré une modification de la taxation des Installations nucléaires de base (INB) telle que fixée par l’article 43 de la loi de finances pour 2000. En particulier, il prévoit une modification du mode de calcul de la taxe de stockage des déchets de haute activité et de moyenne activité à vie longue. Par la suite, l’article 18 de la loi de finances pour 2025 a codifié les dispositions relatives à la taxe INB qui sera redevable par Cigéo. Les dispositions d’application de ces principes et leur éventuel impact sur le niveau de la fiscalité de l’installation restent toutefois à préciser.

Chiffrage de Cigéo

Le chiffrage de référence actuel de Cigéo est précisé par l’arrêté du 15 janvier 2016.

L’ANDRA a remis en mai 2025 à la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), à l’ASNR et aux commissions parlementaires compétentes la mise à jour du dossier de chiffrage de Cigéo. Ce dossier a fait l’objet d’un avis des parties prenantes, dont les producteurs de déchets, et conduira l’État à arrêter le nouveau « coût objectif » de Cigéo au premier semestre 2026. Pour autant, EDF a intégré dans ses comptes 2024 une actualisation de la provision pour prendre en compte les éléments suffisamment certains et qui n’étaient pas pris en compte dans le chiffrage arrêté en 2016.

ICEDA : l’installation de conditionnement et d’entreposage de déchets activés

ICEDA, implantée sur le site du Bugey, est l’installation dédiée au conditionnement et à l’entreposage des déchets MAVL issus de l’exploitation (hors déchets MAVL issus du traitement du combustible usé) et du démantèlement des réacteurs. L’installation a été mise en service en 2020 et a conditionné ses premiers déchets en 2021.

Depuis 2021, ICEDA a conditionné l’ensemble des déchets activés de démantèlement de Chooz A et des déchets activés d’exploitation provenant de Fessenheim et de Cruas.

En 2024, l’ASN a autorisé la modification des caractéristiques radiologiques des déchets autorisés à entrer dans l’installation pour y être conditionnés. Le 24 février 2025, l’ASNR a donné l’autorisation de conditionnement prenant en compte ces nouvelles limites, ce qui permet à ICEDA d’être autorisée à conditionner 100 % des déchets pour lesquels l’installation a été conçue.

À la suite de l’arrêt définitif des deux tranches de la centrale de Fessenheim, EDF a déposé une demande de modification du décret d’autorisation de création d’ICEDA afin de lui permettre de conditionner les déchets activés de démantèlement de Fessenheim. Le décret modifié a été publié le 28 février 2025.

Déchets de faible activité à vie longue (FAVL)

Les déchets FAVL proviennent du démantèlement des réacteurs UNGG (blocs de graphite constitutifs du cœur de ces réacteurs ou de leurs assemblages combustibles). En juillet 2015, l’ANDRA a transmis pour avis à l’ASN un dossier concernant la faisabilité d’un centre de stockage dans la région de Soulaines dans l’Aube. Les travaux se poursuivent, dans le cadre du PNGMDR ⁽¹⁾, pour identifier les déchets pouvant y être accueillis.

Conformément à l’avis n° 2020-AV-0357 de l’ASN du 6 août 2020, ainsi qu’au 5^e PNGMDR ⁽²⁾, l’ANDRA a transmis en mars  2024 un dossier présentant les options techniques et de sûreté retenues pour un stockage FAVL sur le site de Vendeuvre-Soulaines. Ce dossier est en cours d’instruction par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection.

Par ailleurs, les études menées par EDF pour caractériser plus précisément I’inventaire radiologique de ces déchets ont permis de démontrer des gains significatifs qui permettent d’envisager la possibilité de stocker le graphite du premier réacteur démantelé (Chinon A2) dans le centre de surface existant (CSA) sans attendre la mise en service d’un centre de stockage spécifique.

Le scénario actuellement modélisé dans les provisions pour le graphite de Chinon A2, extrait du réacteur à l’horizon 2045, est donc un stockage au CSA. Pour ce graphite, l’hypothèse de la construction d’un entreposage temporaire sur Chinon, associé à un stockage dans un centre spécifique FAVL, a été prise en compte.

Concernant les autres réacteurs, les provisions couvrent un stockage direct du graphite dans un stockage FAVL.

Déchets de faible et moyenne activité à vie courte et de très faible activité (FMA-VC et TFA)

Les déchets FMA et TFA proviennent :

• de l’exploitation des installations nucléaires : gants, filtres, résines, etc. ;
• du démantèlement de ces installations : béton, ferrailles, calorifuges, tuyauteries, etc.

Ils sont stockés en surface dans les centres de stockage de Soulaines et Morvilliers (Aube) exploités par l’ANDRA. Afin de réduire les volumes, une part des déchets est traitée préalablement par fusion ou incinération dans l’usine Centraco de Cyclife France.

À la suite du débat public sur le PNGMDR réalisé en 2019 et en cohérence avec la décision commune du ministère de la Transition écologique et de l’ASN, maîtres d’ouvrage du PNGMDR, les textes réglementaires permettant la valorisation des métaux très faiblement radioactifs en France ont été publiés le 14 février 2022. Cette évolution réglementaire, permet de mettre en œuvre une solution industrielle de valorisation de ces métaux. C’est l’objet du projet Technocentre, développé par EDF, installation dédiée à la valorisation des métaux très faiblement actifs prévue d’être implantée sur le site de Fessenheim.

EDF a saisi la Commission nationale du débat public (CNDP) sur le projet Technocentre début 2024. Le débat public, organisé par la CNDP et porté par EDF s’est déroulé du 10 octobre 2024 au 7 février 2025. À l’issue de ce débat public, EDF a décidé de poursuivre le projet.

La création et le développement du groupe Cyclife : filiale dédiée au démantèlement et à la gestion des déchets radioactifs

En 2016, après le rachat des actifs anglais et suédois de la société de traitement de déchets de Studsvik, EDF a créé la holding « Cyclife ». L’objectif du groupe Cyclife ainsi constitué de Cyclife UK, Cyclife Sweden et Cyclife France (ex-filiale SOCODEI) est d’asseoir le développement des activités du Groupe, en interne et en externe, en matière de traitement des déchets et de démantèlement, avec deux ambitions :

• profiter des perspectives offertes par le marché du démantèlement en Europe et au Japon, en valorisant le savoir-faire et les actifs développés pour les chantiers en France ;
• maîtriser et optimiser dans la durée les opérations critiques et les technologies clés pour sécuriser les opérations futures de démantèlement du groupe EDF.

• (1) Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs.
• (2) Publication du décret n° 2022-1547 et de l’arrêté pris pour application au Journal officiel de la République française du 10 décembre 2022.

En 2018, Cyclife SAS a acquis 84,6  % de Cyclife Digital Solutions spécialisée dans les outils et simulation numérique au service du démantèlement et de la gestion des déchets. La détention de cette filiale est aujourd’hui de 100 %.

En 2019, les filiales Cyclife Engineering et Graphitech ⁽¹⁾ ont été créées pour développer des solutions pour le démantèlement des réacteurs à eau légère et la conception d’installations de traitement de déchets (Cyclife Engineering), ainsi que pour le démantèlement des réacteurs graphite (Graphitech).

Cyclife Germany a été créée en décembre 2021 pour assurer une présence directe sur un des plus importants marchés d’Europe, afin de renforcer le positionnement de Cyclife sur le traitement des déchets et faciliter son développement dans le domaine du démantèlement.

Le 22 décembre 2021, le contrat d’acquisition par Cyclife SAS de la société d’ingénierie Aquila Nuclear Limited au Royaume-Uni a été signé.

Cette nouvelle acquisition permet de renforcer la position de Cyclife au Royaume-Uni sur le secteur de l’ingénierie nucléaire et est complémentaire de la mise en place d’une Business unit « déconstruction » dans la filiale déjà présente sur ce marché, Cyclife UK.

En février 2022, EDF a créé une nouvelle filiale dans le domaine du traitement des déchets nucléaires. Codétenue à 50 % par Cyclife SAS et Veolia Nuclear Solutions, Waste2Glass a pour objectif de développer de nouvelles filières de traitement de déchets nucléaires par vitrification basée sur les procédés Geomelt et MVS détenus par le groupe Veolia en conduisant des études de faisabilité technico-économique pour des filières de déchets nucléaires identifiées.

Le 31 mars 2022, le groupe Cyclife a poursuivi son développement avec l’acquisition de la société française Quadrica spécialisée dans le développement d’outils numériques. En janvier 2024, les deux sociétés Cyclife Digital Solutions et Quadrica ont fusionné pour une meilleure visibilité et la poursuite du développement sur les solutions digitales.

Début janvier 2024, la société Cyclife Japan est créée pour renforcer l’empreinte locale du Groupe dans ce pays. De premiers partenariats ont déjà permis de travailler sur l’intérêt des solutions proposées par Cyclife pour répondre aux besoins des exploitants nucléaires japonais.

En juin 2024, Cyclife Gmbh a acquis 100  % des parts de la société BalckeDürr Nuklear Service renommée depuis Cyclife GmbH, spécialisée dans les opérations de démantèlement et d’assainissement et les services de tri/conditionnement/libération de déchets, avec des chantiers en Allemagne et en Suède notamment.

Le 1^er juillet 2025, l’acquisition des sociétés DNUC et Effectiv Consulting (EC) a été réalisée via la filiale Cyclife Engineering à hauteur de 51 % des parts. DNUC et EC sont spécialisées dans les travaux sur site et les opérations de démantèlement.

La filiale Cyclife Technocentre pour construire et exploiter la nouvelle installation de valorisation des métaux TFA à Fessenheim a été créée en novembre 2025.

Au 1^er janvier 2026, les filiales Cyclife UK et Cyclife Aquila Nuclear ont fusionné au sein de Cyclife UK pour une meilleure visibilité, une meilleure empreinte sur le marché et une optimisation des activités transverses.

Le Groupe poursuit donc sa croissance (plus de 1 400 collaborateurs fin 2025), implanté dans 5 pays (France, Allemagne, Royaume-Uni, Suède et Japon), Cyclife est capable de proposer une offre démantèlement/ déchets complète et intégrée.

La R&D

EDF mène des activités de R&D en propre, et avec un réseau de partenaires (exploitants nucléaires, industriels, TPE/PME, acteurs institutionnels et académiques). Ces travaux portent sur la gestion des déchets radioactifs et le démantèlement. Acteur majeur reconnu sur ces domaines, EDF est active dans quatre différents projets européens avec l’objectif :

• d’améliorer la performance des projets de gestion des déchets et de démantèlement ;
• de développer son expertise ;
• de contribuer au développement et à la mise en œuvre des meilleures pratiques internationales.

Prise en compte des charges futures concernant la gestion des combustibles usés et la gestion à long terme des déchets radioactifs

EDF constitue chaque année des provisions pour l’aval du cycle du combustible nucléaire en France et la gestion des déchets radioactifs ⁽²⁾.

B – Les enjeux liés à la préparation de l’avenir du parc nucléaire en France

Les dispositions du Code de l’environnement ne fixent pas de durée limite d’exploitation. Toutefois, elles imposent, tous les dix ans, d’apprécier la situation de l’installation au regard des règles qui lui sont applicables et d’actualiser l’appréciation des risques ou inconvénients que l’installation présente pour les intérêts protégés. Il convient de tenir compte notamment de l’état de l’installation, de l’expérience acquise au cours de l’exploitation, de l’évolution des connaissances, dont celles sur le changement climatique et ses effets, et des règles applicables aux installations similaires.

La stratégie industrielle d’EDF est d’exploiter le parc significativement après 40 ans, dans des conditions optimales de sûreté et de performance, compte tenu de l’investissement important réalisé lors des 4^es visites décennales, ainsi qu’au titre des améliorations post-Fukushima, et des besoins énergétiques de la France. Le Président de la République a par ailleurs annoncé, lors de son discours du 10 février 2022 à Belfort, vouloir « prolonger tous les réacteurs qui peuvent l’être » et « qu’aucun réacteur nucléaire en état de produire ne soit fermé à l’avenir (…), sauf raison de sûreté  ». Il a précisé avoir demandé à EDF d’« étudier les conditions de prolongation au-delà de cinquante ans », ouvrant la voie à une poursuite d’exploitation des réacteurs nucléaires au-delà de 50 ans.

L’ambition industrielle d’EDF quant à la préparation de l’avenir du parc nucléaire s’appuie sur trois horizons de temps : jusqu’à 50 ans, de 50 à 60 ans et au-delà de 60 ans

Jusqu’à 50 ans

EDF réalise les 4^es réexamens périodiques des réacteurs des paliers 900 et 1 300 MW comportant des modifications de grande ampleur des installations et apportant des améliorations majeures en termes de sûreté, permettant de justifier l’aptitude de ces réacteurs à fonctionner 10 années supplémentaires. Le passage des 30 ans du palier 1 450 MW est calé sur les mêmes objectifs d’améliorations que les 40 ans pour les deux autres paliers.

Palier 900 MWe

Au premier semestre 2016, toutes les conditions techniques, économiques et de gouvernance nécessaires permettant de mettre en adéquation la durée d’amortissement des centrales 900 MWe du parc nucléaire France avec la stratégie industrielle du Groupe étaient réunies. Le Conseil d’administration d’EDF a donc approuvé le 28 juillet 2016 l’allongement de 40 ans à 50  ans de la durée d’amortissement des centrales du palier 900 MWe en France (hors Fessenheim) à partir du 1^er janvier 2016, sans préjuger de la position de l’ASNR sur les dispositions proposées par EDF pour chacune des tranches nucléaires concernées.

Le 23 février 2021, l’ASNR a pris position sur les conditions de la poursuite de l’exploitation des réacteurs 900 MW au-delà de leur 4^e réexamen périodique au vu des conclusions de la phase générique de ce réexamen et fixé les prescriptions associées. L’ASNR « considère que l’ensemble des dispositions prévues par EDF et celles qu’elle prescrit ouvrent la perspective d’une poursuite de fonctionnement des réacteurs de 900 MW pour les dix ans suivant leur quatrième réexamen périodique ». Ces dispositions génériques sont complétées de dispositions spécifiques à chaque réacteur après la remise au ministère en charge de la sûreté nucléaire et à l’ASNR du rapport de conclusions du réexamen de chaque réacteur.

Le 10 août 2023, l’ASNR a pris position sur la poursuite de l’exploitation de Tricastin 1 au-delà de 40 ans (jusqu’à la VD5 prévue en 2029), au vu des conclusions de son 4^e réexamen périodique.

• (1) Société codétenue par EDF et Veolia.
• (2) Voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 14 « Provisions liées à la production nucléaire et actifs dédiés ».

Par ailleurs, à la suite d’une demande d’EDF de report des échéances de certaines des prescriptions définies dans la décision précitée du 23 février 2021, l’ASNR a pris une nouvelle décision le 19 décembre 2023 modifiant certaines prescriptions.

Le déploiement des modifications de la première phase des travaux lors des VD4 se poursuit grâce aux enseignements tirés des premières VD4 (à fin 2025, elles sont soldées sur 25 réacteurs). Les modifications de la deuxième phase de travaux ont été soldées avec succès sur le réacteur tête de série de Tricastin 1, lors de sa visite partielle en 2023, déployées en 2025 sur 4 réacteurs supplémentaires (Bugey 2, Tricastin 2, Dampierre 1, Bugey 4) et elles se sont terminées début 2026 sur un autre réacteur (Gravelines 1). Les résultats sur ces VD4 sont satisfaisants. Ils montrent une bonne capacité d’industrialisation des opérations ainsi que l’implication des partenaires industriels pour la réussite de ce projet.

Palier 1 300 MWe

Le processus d’instruction de la phase générique du 4^e réexamen périodique du palier 1 300 MWe engagé en 2021 se poursuit avec l’ASNR.

Le 1^er juillet 2025, l’ASNR a pris position sur les conditions de la poursuite de l’exploitation des réacteurs 1 300 MW au-delà de leur 4^e réexamen périodique, au vu des conclusions de la phase générique de ce réexamen, et fixé les prescriptions associées. Ces dispositions génériques seront complétées de dispositions spécifiques à chaque réacteur après la remise au ministère en charge de la sûreté nucléaire et à l’ASNR du rapport de conclusions du réexamen de chaque réacteur.

EDF a engagé en janvier 2026 la première réalisation d’une VD4 sur le palier 1 300 MWe sur la tête de série (TTS) sur le réacteur n° 1 de Paluel.

Par ailleurs, le Conseil d’administration a approuvé le 28 juillet 2021 l’allongement dans les comptes consolidés de 40 ans à 50 ans de la durée d’amortissement des centrales du palier 1 300 MWe. Cette estimation comptable ne préjuge pas des positions de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection concernant la poursuite d’exploitation qui seront données réacteur par réacteur après chaque visite décennale, comme prévu par la loi.

Palier 1 450 MWe

L’instruction du 3^e réexamen périodique du palier 1 450 MWe a été initiée avec l’ASN avec une tête de série (TTS) prévue en 2029. La durée d’amortissement du palier 1 450 MW est, à ce stade, maintenue à 40 ans. Son allongement ultérieur reste un objectif industriel du Groupe.

De 50 à 60 ans

Le 13 juin 2023, l’ASN a rendu un avis sur les perspectives de poursuite du fonctionnement des réacteurs électronucléaires d’EDF jusqu’à leurs 60 ans.

Les études du 5^e réexamen périodique du palier 900 MWe ont été lancées fin 2022 avec une TTS prévue en  2029. Ces études intègrent l’enjeu majeur de l’adaptation au changement climatique et une vérification approfondie de la conformité des installations et des impacts potentiels liés au vieillissement.

À l’issue de la consultation lancée  fin octobre 2024 auprès du public, l’ASNR a pris position le 10 décembre 2024 sur les orientations générales retenues par EDF pour ce 5^e réexamen périodique, qu’elle considère comme pertinentes et cohérentes avec l’état actuel des connaissances. Ce cinquième réexamen périodique doit permettre de consolider les améliorations importantes en matière de sûreté apportées aux réacteurs lors de leur 4^e réexamen périodique et de renforcer la prise en compte des effets du changement climatique.

À l’issue de l’instruction qu’elle poursuit, l’ASNR prendra position en 2028 sur la poursuite d’exploitation des réacteurs de 900 MWe pour 10 années supplémentaires, au vu des conclusions de la phase générique de ce 5^e réexamen.

Au-delà de 60 ans

Une réflexion « long terme » sur la poursuite du fonctionnement du parc au-delà de 60 ans a été engagée en 2023. Elle s’inscrit dans le calendrier fixé par l’ASNR qui prendra position fin 2026 après une phase d’expertise et d’instruction respectivement en 2025 et 2026.

Le travail est orienté sur les enjeux de vieillissement. Il couvre aussi l’identification des besoins de R&D et de développement scientifiques et méthodologiques. Il est également nourri d’échanges internationaux intenses avec d’autres exploitants nucléaires ainsi qu’avec les centres d’expertises qui font référence.

Le programme d’investissements du parc nucléaire existant en France : le « Grand Carénage »

Le 22 janvier 2015, le Conseil d’administration d’EDF a approuvé le principe du programme du « Grand Carénage ». Il est destiné à assurer les opérations de rénovation de gros matériels, à augmenter le niveau de sûreté des réacteurs et, si les conditions sont réunies, à poursuivre leur fonctionnement au-delà de 40  ans. Il intègre les améliorations complémentaires de sûreté déterminées après l’accident de Fukushima.

Ce programme industriel est déployé progressivement, dans le respect :

• des objectifs de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte ;
• des Programmations pluriannuelles de l’énergie ;
• des avis et prescriptions de l’ASNR ;
• des procédures spécifiques liées au fonctionnement des réacteurs au-delà de 40 ans.

Le 31 mars 2022, le Conseil d’administration d’EDF a pris acte de l’achèvement, au 31 décembre 2021, de la première phase du programme Grand Carénage et a approuvé le principe de poursuivre le Programme, avec une nouvelle feuille de route sur la période 2022-2028 intégrant le retour d’expérience des instructions en cours avec l’ASNR, notamment sur les VD 4 900 MW et 1 300 MW, et le lancement de la phase Études de la VD 5 900 MW.

Coût du programme

Les investissements sur la période  2022 à 2028, phase 2 du Grand Carénage, ont été réestimés fin 2025, à 36,3 Mds€ courants, soit 32,6 Mds€₂₀₂₁. En 2025, le montant total des investissements s’élève à 5,0 Mds€. Ces montants incluent le coût des travaux relatifs à la corrosion sous contrainte réalisés à hauteur de 1,3 Md€ courants (1,2 Md€₂₀₂₁) sur la période 2022-2025.

Les travaux industriels se poursuivront au-delà de 2028. Les dépenses d’investissement resteront élevées au-delà de cette date.

C – Les enjeux liés au démantèlement des centrales

En sa qualité d’exploitant, EDF assume la responsabilité réglementaire, financière et technique du démantèlement de ses centrales et de ses autres installations nucléaires ⁽¹⁾. EDF assure ainsi la maîtrise de l’ensemble du cycle de vie de ses moyens de production nucléaire.

• (1) BCOT (Base chaude opérationnelle du Tricastin), silos de Saint-Laurent, ICEDA, etc.

À date, 11 réacteurs sont à l’arrêt définitif, de quatre technologies différentes :

• trois réacteurs à eau pressurisée (REP)   : un sur le site de Chooz (Chooz A) et deux sur le site de Fessenheim ;
• le réacteur à eau lourde (REL) de Brennilis ;
• le réacteur à neutrons rapides (RNR) Superphénix sur le site de Creys-Malville ;
• les six réacteurs de la filière uranium naturel – graphite gaz (UNGG) de Bugey, Saint-Laurent et Chinon.

Ces sites demeurant la propriété d’EDF, ils restent placés sous sa responsabilité et sa surveillance. Dans le cadre de son rôle d’exploitant responsable, EDF assure la maîtrise d’ouvrage du démantèlement.

EDF retient une durée d’environ quinze  ans sans marge pour le démantèlement d’un réacteur de type REP.

Le démantèlement des 9 réacteurs d’EDF historiquement mis à l’arrêt définitif (programme « première génération ») produira environ 1,5 million de tonnes de déchets primaires. 80 % des déchets sont non radioactifs. Les 20 % restants correspondent à des déchets de très faible à moyenne activité dont 8 % sont à vie longue. Aucun n’est à haute activité.

Le démantèlement des deux réacteurs de Fessenheim produira 380 000 tonnes de déchets. 95 % de ces déchets sont non radioactifs.

Les filières existantes pour la prise en charge des déchets à vie courte TFA et FMA ont été complétées par l’installation ICEDA pour le conditionnement et l’entreposage des déchets activés d’exploitation et de démantèlement de moyenne activité à vie longue (MAVL) ⁽¹⁾.

Le dispositif de la prise en charge des déchets issus du démantèlement reste à compléter par la mise en place du centre de stockage des déchets FAVL. Voir la section 1.4.1.1.2.3-A « Les étapes et enjeux liés au cycle du combustible nucléaire  », paragraphe « Déchets de faible activité à vie longue (FAVL) ». Par ailleurs, dans le cadre des opérations de démantèlement des réacteurs UNGG, il est prévu la construction d’un entreposage pour les chemises ⁽²⁾ FAVL des silos de Saint-Laurent dans l’attente de la disponibilité d’un exutoire définitif (pour rappel, première sortie du graphite réacteur Chinon A2 à l’horizon 2045).

Chooz A

Chooz A est un réacteur à eau pressurisée, d’une technologie analogue aux 57 tranches en exploitation. Il a été mis en service en 1967 et a fonctionné jusqu’en 1991. La situation du réacteur, dans une caverne rocheuse à flanc de colline, crée des conditions d’accès, d’entrée et sortie des matériels et de gestion des effluents plus complexes que celles du reste du parc REP existant.

Jusqu’en 2022, le chantier de démantèlement sous eau de la cuve de Chooz A et de ses structures internes (démarré en 2017) a fait face à des difficultés. La crise sanitaire a fortement impacté le chantier, notamment du fait de l’arrêt de la filtration pendant le confinement de 2020, conduisant à la formation de matière organique et en conséquence une turbidité élevée de l’eau. Par ailleurs, les nombreuses indisponibilités du pont de manutention nécessaire pour lever la cuve et la sortir de son puits de béton, ont conduit à décider d’une rénovation complète de ce pont, traitant les problèmes d’obsolescence et garantissant une requalification compatible avec la masse de la cuve du réacteur.

Le chantier a progressé significativement en 2023 et 2024 :

• vidange de la piscine après découpe des structures internes de la cuve ;
• découpe des tubulures des tuyauteries primaires, préalable à la levée de la cuve ;
• rénovation du pont de manutention de la caverne réacteur.

En 2025, les travaux ont franchi une nouvelle étape majeure avec la levée de la cuve (extraction du puits en béton dans laquelle elle est installée) et son transfert sur le stand de transit. Les opérations préalables à la découpe sont actuellement en cours, notamment la mise en place de l’étanchéité du fond de la piscine à l’aide d’un joint polymérisé et le début de la découpe du calorifuge.

Afin de garantir que le scénario de démantèlement — et plus particulièrement le calendrier de l’étape intermédiaire (« étape 1 » : démantèlement électromécanique et assainissement des structures) — demeure conforme aux dispositions du décret de démantèlement de Chooz A, un dossier de demande de modification du décret au titre de l’article R. 593-48 du Code de l’environnement a été officiellement déposé en décembre 2025. À date, la fin du chantier de démantèlement de la cuve est prévue en 2027.

Par ailleurs, un accord de collaboration entre EDF et le CNRS sur le projet de réutilisation des cavernes pour la recherche sur les neutrinos, à l’issue du démantèlement des installations, a été signé le 7 septembre 2022 permettant de valoriser la configuration particulière de ces installations.

Fessenheim

Les réacteurs n° 1 et n° 2 de la centrale ont été définitivement arrêtés respectivement le 22 février 2020 et le 30 juin 2020. Ces arrêts ont été suivis par l’engagement des opérations de fin d’exploitation (vidange des circuits, évacuation du bore, évacuation du combustible) et de préparation du démantèlement (condamnation et dépose de certains matériels et fonctions supports, décontamination des circuits primaires…).

Le 1^er septembre 2023, la responsabilité du site de Fessenheim a été transférée de la DPN (Division Production Nucléaire) à la DP2D (Direction Projets Déconstruction Déchets).

La totalité du combustible usé a été évacuée du site vers La Hague en un peu plus de 2 ans, ce qui constitue une très belle performance. Ainsi, 99,9 % de la radioactivité a été retirée du site et la première évacuation industrielle de déchets activés d’exploitation vers ICEDA a eu lieu. Une opération de décontamination des circuits primaires de grande ampleur (Full System Decontamination : FSD) a été réalisée sur les 2 réacteurs. Elle s’est terminée en juin 2023.

Le traitement des parties supérieures des générateurs de vapeur (GV) usés (GV issus de leur remplacement réalisé lors de l’exploitation des unités 1 & 2) a été réalisé en Suède. Le transfert en Suède des trois premières parties inférieures a été effectué en octobre 2025 après l’obtention de l’accord multilatéral des autorités de sûreté des pays traversés par le transport. Le transfert des trois dernières parties inférieures est prévu mi 2026.

Les travaux de démantèlement électromécanique d’une partie de la salle des machines, en vue de sa reconfiguration en installation de découplage et de transit des déchets radioactifs, sont terminés et les travaux de reconfiguration sont en cours.

Concernant le décret prescrivant les opérations de démantèlement, dont l’obtention marquera le début de la phase de démantèlement, d’importantes étapes ont été franchies, notamment : le dépôt du dossier de demande de démantèlement de la centrale en décembre 2020 auprès du ministre de la Transition écologique et de l’ASN, la tenue du GP (groupe permanent) le 22 juin 2023, l’enquête publique (du 25 mars au 30 avril 2024) à la suite de laquelle la commission d’enquête et la préfecture ont rendu un avis favorable.

• (1) Voir la section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux du nucléaire », paragraphe « ICEDA : l’installation de conditionnement et d’entreposage de déchets activés ».
• (2) Les « chemises graphite » proviennent de l’exploitation de l’ancienne filière française des réacteurs uranium naturel graphite gaz (UNGG). Ce sont des enveloppes cylindriques creuses en graphite qui entouraient l’élément combustible.

Selon le calendrier en cours, la publication du décret de démantèlement des installations de Fessenheim est attendue au premier trimestre 2026 et sa prise d’effet au 2e trimestre 2026 après l’accord de l’ASNR sur les règles générales d’exploitation applicables en démantèlement.

La trajectoire des activités de préparation au démantèlement est conforme au planning prévisionnel avec un avancement de 96 % fin 2025 et permettra d’atteindre au premier semestre 2026 l’état initial de démantèlement requis par le décret : adaptation ou rénovation des fonctions support au démantèlement (électricité, ventilation-chauffage, manutention), nouvelles installations et outils en préparation du démantèlement, mise à jour de la documentation d’exploitation conformément au nouveau référentiel lié au décret.

Brennilis

La réalisation des travaux de démantèlement inclus dans le périmètre du décret autorisant le démantèlement partiel est terminée. Le site mène désormais les travaux de préparation de l’étape suivante qui concernera la cuve du réacteur. Les travaux de cette nouvelle étape sont réalisés sous couvert du décret dit de « démantèlement complet » publié le 26 septembre 2023 et dont la prise d’effet a été marquée en juin 2024 par l’approbation des nouvelles règles générales d’exploitation par l’ASN.

En 2025, les travaux de désamiantage se sont achevés sur une des deux faces de chargement du bloc réacteur, à partir desquelles seront menées les opérations d’extraction des canaux combustibles de la cuve devant débuter en 2027. Par ailleurs, le montage des aménagements (charpente métallique, ateliers de travail et de conditionnement des déchets) du chantier de démantèlement des circuits périphériques de la cuve se termine. Les premières découpes du voile béton pour créer les ouvertures du Bloc Réacteur permettant l’accès aux circuits périphériques ont été réalisées en décembre 2025. Le début des découpes de ces circuits est prévu en 2026.

Creys-Malville

Après l’extraction des bouchons assurant le confinement de la cuve du réacteur, la mise en place de la plateforme SCOT (structure de confinement tournante) et la mise en service de l’atelier robotisé, les découpes des internes de cuve ont démarré en 2024.

Fin 2025, le faux sommier (première partie des internes de cuve) a été totalement découpé et conditionné en colis de déchets et la seconde partie a été extraite et est en cours de découpe. Il s’agit du sommier, pièce métallique qui supportait les éléments combustibles et qui constituait la dernière pièce massive pouvant être retirée de l’intérieur de la cuve pour être démantelée dans un atelier annexe. L’opération de découpe est ralentie par un retard sur la remise en état de la chaîne d’évacuation des conteneurs de déchet R73 propres à transporter ce type de déchets. En parallèle, les travaux à l’intérieur du bâtiment réacteur se poursuivent avec notamment l’introduction de la Machine de Découpe des Internes (MADI) dans la cuve et le démarrage de la phase d’essais préalable à la découpe des structures internes fixes de la cuve, la fin du démantèlement du petit bouchon tournant et le début des travaux de démantèlement du puits de cuve et de la cuve de sécurité.

Dans les bâtiments périphériques, les travaux de démantèlement dans les bâtiments des générateurs de vapeur ont débuté en 2025 et se poursuivront jusqu’en 2030.

Réacteurs UNGG

La stratégie industrielle du démantèlement des réacteurs UNGG a été profondément revue fin 2015 avec en particulier le passage d’un démantèlement sous eau à un démantèlement sous air. Elle prévoit :

• un démantèlement essentiellement téléopéré ;
• la qualification des outils et de la plateforme de téléopération au sein du démonstrateur Industriel implanté près de Chinon ;
• le démantèlement d’un premier réacteur « tête de série » Chinon A2, et la mise en configuration sécurisée des 5 autres réacteurs afin de prendre en compte le retour d’expérience du premier chantier avant généralisation.

Cette stratégie se traduit par une fin des opérations relatives au démantèlement des caissons réacteurs entre 2063 et 2093, selon les réacteurs.

La mise à jour du scénario industriel du démantèlement des centrales de première génération, en particulier celui relatif aux UNGG, avait conduit à augmenter la provision de 590 M€ au 31 décembre 2015.

Dans le courrier d’accompagnement des décisions du 17 mars 2020 qui conforte les choix techniques réalisés, l’ASN estime qu’EDF devrait s’attacher à raccourcir le calendrier de réalisation des opérations « au regard de l’obligation législative de démantèlement dans un délai aussi court que possible pour chaque réacteur ». EDF a confirmé la démarche mise en œuvre de réinterrogations périodiques du planning sur la base des résultats obtenus sur le démonstrateur industriel et sur le premier réacteur. À ce stade, l’absence d’élément nouveau n’a pas permis une optimisation de planning.

Les travaux de construction du démonstrateur Industriel se sont terminés en fin d’année 2021. Les premiers essais ont été réalisés en septembre 2022 sur le développement des outils qui permettront la « reprise de briques de graphite  » dans les réacteurs, et la conception progressive des bras robotisés nécessaires au démantèlement des réacteurs UNGG avance. Ainsi la fabrication de la partie mécanique du premier bras de télé-opération a été achevée en 2025 dans les délais prévus. Il reste à monter la partie hydraulique sur le bras et la réalisation des tests d’ensemble.

Le programme d’essais avance comme prévu avec un bilan présenté annuellement à l’ASNR.

À la suite de l’inspection sur « le pilotage des projets complexes » qui s’est terminée en novembre 2020, les réponses et prises d’engagements d’EDF ont été transmises en mai 2022 à l’ASN.

D’un point de vue réglementaire, le dossier de demande d’autorisation de démantèlement des silos du site de Saint-Laurent a été transmis électroniquement à l’ASN le 30 septembre 2022. Le dépôt des dossiers de démantèlement pour Chinon A2, A1 et des dossiers de modification substantielle des décrets de Chinon A3, Saint-Laurent A, et Bugey 1 a été réalisé le 15 décembre 2022, conformément aux décisions ASN de mars 2020. Une mise à jour de l’ensemble de ces dossiers a été envoyée par EDF en février 2024 en réponse aux demandes émises par la Mission de la sûreté nucléaire et de la radioprotection (MSNR) dans le cadre de l’analyse de recevabilité. L’enclenchement de l’instruction de ces dossiers par l’ASN et l’IRSN a eu lieu le 25  novembre 2024 en vue d’un groupe permanent qui a eu lieu en mars 2026. En 2025, trois instructions ont été menées en parallèle sur les dossiers de démantèlement :

• l’expertise technique de la branche de l’ASNR/DES ;
• une mise à l’épreuve de l’échéancier de démantèlement par l’ASNR/DRC, en particulier via une inspection de 3 jours à Lyon et sur site donnant lieu à une lettre de suite et une appréciation positive de l’ASNR : « Ainsi, à l’issue de cette inspection, les inspecteurs ont un niveau de confiance élevé dans la capacité d’EDF à développer les essais de “dérisquage” au sein du DI, à démanteler la tête de série des réacteurs UNGG ainsi que les réacteurs prévus par la suite. » ;
• une expertise de l’état environnemental (chimique et radiologique) des sols et des eaux souterraines par un Groupe de Travail ad hoc piloté par le GP DEM.

Le projet de rapport d’expertise de l’ASNR/DES a été communiqué à EDF mi-novembre 2025.

Les instructions sont menées globalement de manière transverse même si des demandes spécifiques peuvent être faites notamment sur la « tête de série » Chinon A2.

En parallèle, les opérations de démantèlement autour des caissons réacteurs se poursuivent sur l’ensemble des trois sites.

Sur le site du Bugey 1, les bâtiments électriques ont été démolis, permettant d’atteindre 27 % de surfaces déconstruites par rapport à l’objectif de la mise en configuration de sécurité (i.e. déconstruire l’ensemble des surfaces hors bâtiment réacteurs et locaux nécessaires au démantèlement du bâtiment réacteur). La salle des machines a été désamiantée en 2023, par le retrait de plusieurs centaines de fourreaux amiantés intégrés dans le génie civil. Le 29 septembre 2025, la station d’entreposage des effluents a été mise en service en marche industrielle.

Sur Chinon A2, les viroles (tronçons de circuit primaire) de l’ensemble des quatre locaux échangeurs ont été évacuées des bâtiments en vue d’une fusion par Cyclife-France. Un programme d’investigations visant à caractériser finement l’installation est en cours avec, en particulier, en 2025 la réalisation du scan du ciel du réacteur permettant sa modélisation précise.

Le chantier de démantèlement des échangeurs de Chinon A3 est terminé : 5 200 tonnes de circuit métallique ont été démantelées après 12 ans de travaux.

Sur Saint-Laurent A2, le chantier de démantèlement hors caisson a pu reprendre au second trimestre 2024 après renforcement de la maîtrise du risque plomb. Les bonnes cadences industrielles ont permis d’atteindre le jalon de fin de démantèlement des circuits situés sous le caisson réacteur début décembre 2024. Les travaux de démantèlement électro-mécanique se poursuivent notamment dans les « locaux piscine » (dans lesquels se trouvaient les piscines d’entreposage du combustible).

Les coûts de démantèlement et les actifs constitués pour la couverture des engagements nucléaires de long terme

Depuis le début de l’exploitation de ses centrales, EDF constitue des provisions pour couvrir les travaux de démantèlement, l’ingénierie, la surveillance et la maintenance des installations ainsi que la sécurité des sites ⁽¹⁾. Les opérations de démantèlement visent à remettre les sites en état et à permettre une réutilisation des terrains pour un usage industriel.

L’article L. 594-2 du Code de l’environnement et ses textes d’application ont défini les provisions qui ne relèvent pas du cycle d’exploitation et qui doivent par conséquent être couvertes par des actifs dédiés ⁽²⁾. Ainsi, des actifs dédiés ont été progressivement constitués depuis 1999 ⁽³⁾.

L’audit externe mandaté par la Direction générale du Trésor et la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) sur «  les charges de démantèlement des installations actuellement à l’arrêt définitif et la prise en charge des déchets radioactifs issus de ces installations » s’est tenu de décembre 2020 à mai 2021, conformément au courrier de prescription reçu le 5 juin 2020 de la DGEC. Le périmètre de cet audit concerne les installations historiques arrêtées hors technologie REP, à savoir Superphénix, Brennilis et les 6 réacteurs UNGG. Le rapport d’audit définitif a été remis à la partie auditée le 9 juillet 2021. La lettre de suite de la DGEC a été émise le 22 novembre 2021 et le rapport d’audit a été mis en ligne sur le site du ministère.

Le rapport souligne « une organisation structurellement orientée vers la réalisation des projets de démantèlement  », un « processus de chiffrage et de révision annuelle [qui] est robuste, et permet une bonne traçabilité des hypothèses utilisées et des données d’origine » et « une démarche industrielle de long terme pour surmonter les quelques défis technologiques restants ». Enfin, le rapport confirme que « les provisions sont cohérentes avec les scénarios de base des projets et couvrent le périmètre complet des charges du périmètre audité » et leur « dimensionnement adéquat » au travers d’une mise à l’épreuve le dimensionnement des charges et provisions d’EDF.

Au-delà de la maîtrise actuelle des processus et des organisations, deux écarts mineurs de faible matérialité ont été signalés (et corrigés lors de la révision des devis à fin 2021). Des points de progrès ont été identifiés autour de la planification projet, la mesure du niveau de maturité des projets et le processus de quantification des risques et incertitudes. Ils ne sont pas de nature à remettre en cause l’évaluation prudente des charges de démantèlement et gestion des déchets associées. Le rapport d’audit souligne également un ensemble de bonnes pratiques rarement mises en œuvre dans le cadre de projets de démantèlement.

Le courrier de réponse à cette lettre de suite a été transmis le 21 février 2022, donnant lieu à la mise en place d’un plan d’action relatif aux points de progrès précités. L’intégralité des actions a été réalisée à fin 2024.

1.4.1.1.3 Projets « Nouveau Nucléaire »

Concernant les risques associés à ces projets, voir la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle », risque 1A « Maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris les projets EPR ».

1.4.1.1.3.1 Préparation d’un programme de nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 en France

Les travaux menés par EDF et Framatome sur un projet de nouveau modèle d’EPR ont permis d’élaborer, fin 2017, la configuration technique d’un modèle « EPR2 » qui pourrait, à terme, élargir l’offre de la filière nucléaire française en France et à l’export. EPR2 est une version optimisée de l’EPR, qui se place dans la continuité industrielle de l’EPR en intégrant le retour d’expérience des chantiers EPR et des centrales en exploitation.

EDF a remis un dossier complet sur un programme de renouvellement des installations nucléaires en France à l’État, en mai 2021 (« proposition d’EDF avec la filière nucléaire pour un programme de nouveaux réacteurs en France »). Ce dossier repose sur l’exécution d’un programme de 3 paires d’EPR2 successivement à Penly, à Gravelines et à proximité du Bugey et la poursuite des études de faisabilité pour la construction et l’exploitation par EDF de 8 EPR2 additionnels sur d’autres sites nucléaires.

Le Conseil de politique nucléaire du 17 mars 2025 a examiné les grands principes du schéma de financement et de régulation envisagé et a annoncé l’orientation d’un prêt de l’État bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction, d’un contrat pour différence sur la production nucléaire et d’un partage des risques entre EDF et l’État. Ces mesures ont fait l’objet d’un accord de principe entre l’État et EDF sur les bases susvisées ; elles restent à être validées par la Commission européenne afin de s’assurer de leur conformité aux dispositions relatives aux aides d’État telles que définie dans le Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), dans la perspective d’une décision finale d’investissement (FID) d’EDF fin 2026. Le dossier de notification a été déposé par l’État français en novembre 2025, et la Commission européenne a adopté le 31 mars 2026 la décision d’ouverture de la procédure formelle d’examen ⁽⁴⁾.

EDF a présenté à son Conseil d’administration le 18 décembre 2025 ⁽⁵⁾ le devis prévisionnel du programme de construction des 6 EPR2 sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey. Ce devis prévisionnel s’établit à 72,8 Mds€₂₀₂₀ et été audité au premier trimestre 2026 par la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire (DINN). Le Conseil de politique nucléaire du 12 mars 2026 a pris acte des conclusions de cet audit et a demandé à EDF de mettre en œuvre les préconisations identifiées d’ici la fin de l’année 2026 et d’en rendre compte dans le cadre du suivi assuré par la DINN. Il a également confirmé les grands principes et les grands paramètres du schéma de financement et de régulation du programme EPR2.

Dans l’attente de la FID en 2026, le Conseil d’administration a autorisé EDF à poursuivre le développement du programme, avec pour l’année 2026 une enveloppe budgétaire de 2,7 Mds€. L’objectif de mise en service du premier réacteur à Penly est fixé à 2038, avec un cadencement de 12 à 18 mois pour la mise en service des réacteurs suivants.

• (1) Voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 14 « Provisions liées à la production nucléaire et actifs dédiés ».
• (2) Voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 14.1.3 « Situation de couverture des obligations nucléaires de long terme d’EDF ».
• (3) Voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 14.1.2.2 « Allocation stratégique et composition des actifs dédiés ».
• (4) Voir le communique de presse de la Commission européenne du 31 mars 2026.
• (5) Voir le communiqué de presse d’EDF du 18 décembre 2025 « EDF présente son devis prévisionnel du programme EPR2 à hauteur de 72,8 Mds€ ».

Gouvernance

Conformément aux recommandations formulées par Jean-Martin Folz en 2019 ⁽¹⁾ ainsi que celles de la Cour des comptes dans le rapport sur la filière EPR de l’été 2020, EDF a décidé de renforcer la gouvernance de la conception et construction des EPR2. Ainsi, EDF a notamment mis en place une nouvelle organisation qui sépare la maîtrise d’ouvrage (MOA) de la maîtrise d’œuvre (MOE). Cette organisation a été renforcée en 2024 dans le cadre de la réorganisation des activités nucléaires d’EDF décrite dans la section 1.4.1.1.1 « Organisation et gouvernance nucléaire ».

Cette dynamique se poursuit avec un positionnement renforcé de la MOA et une intégration d’Edvance et de l’équipe Supply Chain dans la MOE.

La MOA assure notamment l’ensemble des responsabilités clés suivantes :

• maîtriser les dimensions sûreté, qualité, délais et coûts des programmes Nouveau Nucléaire (EPR2 et SMR) ;
• sécuriser la rentabilité à terme des programmes ;
• piloter les programmes tant en phase de développement que d’exécution ;
• assurer la performance opérationnelle des programmes dans la durée ;
• assurer l’obtention des autorisations administratives, la gestion du foncier, l’intégration du projet dans les territoires et le pilotage des grands chantiers.

La MOE est en charge de la réalisation du projet, sur l’ensemble des phases de conception, procurement, construction et commissioning dans le respect des objectifs sûreté, qualité, coûts, délais et sécurité fixés par la MOA.

Point d’étape et perspectives

Les études de conception générale développées depuis 2018 ont été finalisées fin 2021. Cette étape a été précédée par la remise à l’ASN du rapport préliminaire de sûreté en février  2021 et par la clôture de l’instruction du dossier d’option de sûreté par l’ASN (courriers d’avril et de septembre 2021).

Depuis janvier 2022, une nouvelle séquence a été engagée autour de trois priorités :

• la poursuite des études d’ingénierie ; une revue de maturité technique a été organisée en 2023 sur les principaux bâtiments de l’îlot nucléaire. Cette revue a permis à EDF de bénéficier du retour d’expérience d’un comité d’experts indépendants sur le projet, afin de sécuriser les prochaines étapes du développement et de la construction des EPR2. Une deuxième revue s’est tenue mi-2024, qui a validé le franchissement du jalon de passage en « detailed design » pour les bâtiments nucléaires. En 2025, les études se sont poursuivies avec notamment une décision d’accroître la taille d’un des bâtiments pour faciliter la manutention combustible et l’installation des équipements. Les revues de maturité du design se poursuivront au cours du premier semestre 2026 en vue de la FID ;
• une relation étroite avec les principaux partenaires pour disposer des retours des études des fournisseurs et leur donner la visibilité nécessaire à l’investissement dans les compétences et l’outil industriel ; le contrat génie civil principal de Penly a été signé en octobre 2023 ;
• la préparation des chantiers, en particulier les autorisations administratives et réglementaires :

• > concernant le site de Penly, EDF a saisi le 11 février 2022 la CNDP ⁽²⁾pour le projet de création des 2 réacteurs EPR2 à Penly. Le débat public s’est tenu de fin octobre 2022 à fin février 2023, parallèlement à une concertation sur l’énergie menée par l’État. Le Conseil d’administration d’EDF du 28 juin 2023 a décidé la poursuite de la préparation du programme EPR2 et du projet de Penly, à la suite de quoi, les demandes de DAC et d’autorisation environnementale ont été déposées. En juin 2024, par un décret portant autorisation environnementale, EDF a été autorisée à réaliser des travaux préparatoires ; cette autorisation a fait l’objet d’un recours non suspensif devant le Conseil d’État qui a été rejeté le 22 décembre 2025. Le projet de Penly a fait l’objet d’une reconnaissance d’intérêt général par décret du Conseil d’État le 25 janvier 2025,

• > les travaux préparatoires, débutés en 2024, se sont intensifiés en 2025 avec en particulier le renforcement de la digue existante, le déroctage de la falaise, la mise en place de bases vie provisoires et l’aménagement de parkings, l’agrandissement de la plateforme en mer, la vidange des anciennes fouilles, la construction du poste d’accès chantier et du parking d’entrée de site,

• > concernant le site de Gravelines, EDF a saisi le 22 novembre 2023 la CNDP pour le projet de création des deux réacteurs EPR2 à Gravelines. La CNDP a décidé, lors de sa séance plénière du 10 janvier 2024, l’organisation du débat public de Gravelines qui a débuté le 17 septembre 2024 et s’est terminé le 17 janvier 2025. Le Conseil d’administration d’EDF a décidé le 20 mai 2025 de poursuivre le projet de construction des deux EPR2 sur le site de Gravelines. Le projet est entré dans une phase structurante avec le lancement du dispositif « Grand Chantier » le 18 juin 2025, et a été reconnu d’intérêt général par un décret en Conseil d’État du 17 juillet 2025. Une Mise en compatibilité des documents d’urbanisme a été sollicitée et a donné lieu à concertation préalable à l’été 2025. EDF a initié à partir de septembre 2025 la concertation continue avec pour ambition de poursuivre l’information et le dialogue avec le public autour du projet dans la durée. EDF a déposé fin octobre une demande d’autorisation environnementale relative aux travaux préparatoires,

• > le débat public pour le site du Bugey a commencé le 28 janvier et s’est terminé le 15 mai 2025. EDF a annoncé le 30 septembre 2025 sa décision de poursuivre la préparation de son projet en y apportant des modifications sur la base des éléments recueillis, et de déposer les demandes d’autorisations administratives nécessaires à sa réalisation. La reconnaissance de Projet d’intérêt général a été sollicitée fin novembre 2025.

1.4.1.1.3.2 Small Modular Reactors (SMR)

Le groupe EDF poursuit sa stratégie d’offrir un réacteur modulaire de petite puissance de génération 3, dit SMR, avec sa filiale NUWARD, pour accompagner la transition énergétique et les besoins des industriels en Europe et à l’international dans la décennie 2030. La phase de basic design (ou avant-projet détaillé) de NUWARD s’est poursuivie au premier semestre 2024. Durant cette période, la conception et le positionnement marché ont pu être approfondis. Les enseignements obtenus ont conduit à faire évoluer sa stratégie conduisant à poursuivre le développement selon une nouvelle approche reposant exclusivement sur des briques technologiques éprouvées.

Cette orientation s’appuie sur les enseignements techniques, industriels et commerciaux accumulés par NUWARD ainsi que sur l’expérience du Groupe dans le nucléaire et la technologie à eau sous pression (REP). NUWARD vise un design simple et fortement modulaire réalisable en 5 ans.

En 2025, le conceptual design s’est poursuivi autour d’une plateforme multi-énergie de 1 150 MWth, pouvant délivrer jusqu’à 400 MWe ou jusqu’à 320 MWe et 290 MWth en mode cogénération, permettant l’atteinte d’un rendement global de 53 %. La fin du conceptual design est prévue pour mi-2026. En parallèle, NUWARD a poursuivi une stratégie de codéveloppement visant à faire entrer à son capital des industriels, des clients et des investisseurs financiers et à continuer de bénéficier du soutien de l’État.

NUWARD vise de développer sa première série de centrales par ses clients, dans le cadre d’un partenariat transfrontalier avec la France, l’Italie et la Pologne dans le cadre du PIEEC ⁽³⁾ Nucléaire.

• (1) Rapport remis en octobre 2019 au ministre de l’Économie et des Finances et au Président-Directeur Général d’EDF.
• (2) Commission nationale du débat public.
• (3) Projet important d’intérêt européen commun.

1.4.1.1.3.3 Développements à l’international

Royaume-Uni

Au Royaume-Uni, EDF Energy participe au projet de construction de deux réacteurs nucléaires sur le site de Hinkley Point avec China General Nuclear Power Corporation (CGN).

La société de projet Nuclear New Build assure la maîtrise d’ouvrage du projet.

La Direction Projets & Partenariats Industriels est en appui :

• du pilotage d’ensemble du projet et assure la circulation du Retour d’Expérience entre projets (au bénéfice de HPC et pour les projets suivants) ;
• de la surveillance des fabrications (via la Direction Supply Chain) ;
• de la construction et la préparation de la phase de Commissioning (via la Direction Construction & Essais).

Les filiales EDVANCE et EPR-Engineering, avec l’appui de la Direction Ingénierie, assurent les études de conception ainsi que le suivi des contrats.

Framatome fournit les composants et le contrôle commande, Arabelle Solutions la turbine.

EDF participe au projet de Sizewell C, construction de deux réacteurs EPR, à hauteur de 12,5 %, aux côtés du gouvernement britannique (44,9 %), de La Caisse (20 %), de Centrica (15 %) et d’Amber Infrastructure (7,6 %) (voir la section 1.4.5.1.2.5 « Le Nouveau Nucléaire »).

Par ailleurs, EDF est également actionnaire de Bradwell B à hauteur de 33,5 %, en partenariat avec CGN (voir la section 1.4.5.1.2.5 « Le Nouveau Nucléaire »).

Inde

EDF a signé en mars 2018 un accord de coopération industrielle non engageant avec l’électricien national indien Nuclear Power Corp of India Ltd. (NPCIL) dit Industrial Way Forward Agreement (IFWA) pour la construction de 6 réacteurs EPR en Inde sur le site de Jaitapur. Cet accord définit le schéma industriel, les rôles et responsabilités des partenaires ainsi que les prochaines étapes du projet. Dans ce cadre, le groupe EDF et ses partenaires fourniraient l’ensemble des études et des équipements de l’îlot nucléaire, de l’îlot conventionnel, des systèmes auxiliaires ainsi que des sources froides et galeries. Il n’est pas prévu qu’EDF soit investisseur dans ce projet. Le client NPCIL en serait le chef de projet général, le constructeur et l’intégrateur en phase d’exécution.

Conformément au calendrier fixé par l’IWFA, EDF et ses partenaires ont remis une offre complète conditionnée non engageante à NPCIL fin 2018, suivie d’une offre technico-commerciale engageante en avril 2021. Depuis, EDF, avec le soutien du gouvernement français, poursuit ses échanges avec les parties prenantes indiennes dans le cadre d’une Special Task Force pilotée par les gouvernements respectifs. À terme, l’objectif est de pouvoir converger avec NPCIL sur les sujets technico-commerciaux en vue d’atteindre la signature dans un premier temps d’un accord engageant d’études d’ingénierie (Pre-Engineering Contract).

Pays-Bas

Les Pays-Bas ont opéré un basculement majeur dans leur politique énergétique en 2021. Alors qu’ils envisageaient initialement de fermer en 2033 leur unique centrale nucléaire à Borssele, le gouvernement a décidé de relancer le nucléaire pour répondre à deux impératifs : la réduction des émissions de CO₂ via la sortie des énergies fossiles, et la sécurisation de l’approvisionnement électrique, conformément aux objectifs climatiques européens et nationaux.

Le processus de sélection d’un partenaire pour construire une centrale de deux unités de large puissance a par ailleurs été engagé. Dans ce contexte, EDF a réalisé une Technical Feasibility Study rémunérée pour la construction de deux réacteurs EPR sur le site de Borssele, et participe aujourd’hui au dialogue compétitif piloté par le gouvernement néerlandais et par l’entité créée par ce dernier pour être en charge du développement du projet (NEO NL). La prochaine étape de ce processus conduira EDF et ses concurrents à définir avec NEO NL les contours d’un appel d’offres équitable et robuste. La sélection du partenaire est aujourd’hui prévue à l’horizon fin 2027/début 2028.

Pologne

La transition énergétique prévue en Pologne est la plus ambitieuse en Europe, le charbon représentant encore en 2024 54 % du mix électrique et 65 % du mix chaleur. Cette transition s’appuie principalement sur le développement de parcs éoliens offshore et sur un programme nucléaire, le plus important en Europe après le programme français : en cible, 6 à 9 GW de capacités nucléaires en service d’ici 2045. Le gouvernement polonais a ainsi invité, en juillet 2025, 4 pays (le Canada avec Atkins Realis, la Corée du Sud avec KHNP, la France avec EDF et les États-Unis avec Westinghouse) à participer au dialogue compétitif pour l’attribution de la réalisation de la seconde centrale nucléaire du pays, au centre de la Pologne.

Autres prospects clés

EDF vise le développement d’une flotte de réacteurs de forte puissance en Europe, plusieurs pays ayant pris la décision de lancer ou relancer des programmes de nouveau nucléaire sur le continent. EDF est ainsi en interaction avec la Finlande, la Suède, la Slovénie et d’autres pour la réalisation d’études préliminaires, visant à dérisquer les projets en amont de la remise d’offres formelles.

Par ailleurs, au Canada, EDF accompagne les opérateurs locaux (Ontario Power Generation et Bruce Power) dans leurs processus respectifs de développement de projets de large puissance en Ontario.

1.4.1.1.3.4 Transformation numérique de l’ingénierie nucléaire

Le Programme de Transformation de l’Ingénierie et Projet Nucléaire vise à transformer l’ingénierie nucléaire en profondeur et de manière durable afin d’améliorer sa maîtrise industrielle et sa compétitivité.

Il a notamment pour objectifs de :

• standardiser et simplifier les processus et les méthodes d’ingénierie, en intégrant les principes de l’ingénierie système, et les numériser pour évoluer vers une ingénierie numérique et des pratiques datacentric performantes ;
• standardiser les produits en s’appuyant sur des solutions éprouvées, fonder les offres à l’international sur ces produits standards et les répliquer d’un projet à l’autre ;
• refondre la relation avec la supply chain, en rationalisant le panel des fournisseurs, en responsabilisant ceux-ci, et en développant le fonctionnement en entreprise étendue ;
• intégrer le système d’information, autour de solutions de type PLM (Product Lifecycle Management), et assurer son interopérabilité avec le SI (Système d’information) des parties prenantes externes (clients, fournisseurs, autorités…) pour mettre en place un véritable écosystème numérique ;
• capitaliser plus efficacement les savoirs et savoir-faire et développer les compétences internes, tout en optimisant le recours au faire-faire.

1.4.1.1.4 Les activités liées à la production nucléaire : Framatome

Framatome ⁽¹⁾ est un leader international de l’énergie nucléaire, détenu par EDF (80,5 %) et Mitsubishi Heavy Industries (19,5 %).

La société est reconnue pour ses solutions innovantes et ses technologies à haute valeur ajoutée à destination du parc nucléaire mondial. Forte de son expertise reconnue, de solides références et de plus de 24 000 salariés, l’entreprise conçoit, fabrique, installe et assure la maintenance des composants et des combustibles, ainsi que des systèmes d’instrumentation et de contrôle-commande pour les centrales nucléaires. En 2025, Framatome a recruté plus de 2 600 salariés pour maintenir et accroître ses compétences et assurer son développement.

Framatome dispose d’une présence industrielle significative en France, en Allemagne et aux États-Unis.

• (1) Framatome, Framatome Healthcare, Framatome Defense, Framatome Space sont des marques commerciales ou des marques déposées de Framatome ou de ses filiales aux États-Unis ou dans d’autres pays.

La filiale allemande de Framatome a son siège social à Erlangen (Bavière). Avec plus de 2 500 salariés, elle est le deuxième site d’ingénierie le plus important de l’entreprise. Ses principales missions sont la maintenance, la prolongation et les activités de modernisation des centrales nucléaires dans le monde (notamment le contrôle-commande). Le site contribue également aux projets de construction de réacteurs EPR en France et en Grande-Bretagne, après avoir participé à la réalisation de réacteurs EPR en Finlande et en Chine. La filiale de Framatome, Advanced Nuclear Fuels GmbH (ANF), produit des assemblages de combustible destinés aux REP (réacteurs à eau pressurisée) et aux REB (réacteurs à eau bouillante).

La filiale américaine de Framatome a son siège social à Lynchburg (Virginie). Avec plus de 2 300 salariés, ses principales missions sont d’assurer la maintenance et la modernisation des centrales nucléaires nord-américaines (États-Unis et Canada) en exploitation, de leur fournir le combustible nécessaire, de soutenir la potentielle construction de nouvelles centrales et le redémarrage de centrales nucléaires à l’arrêt. Framatome détient également 50 % d’IsoGen Corp, une coentreprise créée avec Kinectrics Inc, qui se consacre à la production d’isotopes médicaux dans les réacteurs nucléaires exploités par Bruce Power au Canada.

Framatome est par ailleurs implantée industriellement ou commercialement dans plus de 20 pays dont l’Afrique du Sud, l’Argentine, la Belgique, le Brésil, la Bulgarie, le Canada, la Chine, la Corée du Sud, l’Espagne, la Finlande, la Hongrie, le Japon, le Kazakhstan, la République tchèque, la Roumanie, le Royaume-Uni, la Slovaquie, la Suisse et la Suède.

La stratégie de Framatome est centrée sur son cœur de métier de chaudiériste, fournissant et mettant en service la chaudière nucléaire, fournissant des services de maintenance et le combustible des réacteurs. Elle vise à proposer des solutions sûres et compétitives, à les industrialiser et à exécuter les projets dans le respect des critères qualité/coûts/délais fixés avec les clients.

La société dispose d’une base clients comprenant des acteurs de référence de l’énergie à l’international. Elle intervient sur plus de 380 réacteurs nucléaires dans le monde. L’expérience de Framatome sur des réacteurs de tous types de technologies permet de répondre aux besoins spécifiques de ses clients partout dans le monde. 

1.4.1.1.4.1 Activités de Framatome

Bénéficiant d’une expérience de plus de 65 ans dans la conception et la construction de centrales nucléaires, Framatome s’appuie sur une expertise reconnue, avec notamment des ingénieurs et des opérateurs hautement qualifiés.

Ingénierie

Les experts de Framatome sont spécialisés dans la conception des principaux équipements des chaudières nucléaires, la métallurgie et la mécanique, la neutronique, les calculs scientifiques, la mécanique des fluides et les analyses de risques et de sûreté. Les prestations de Framatome en ingénierie incluent le cœur de la centrale, dit « îlot nucléaire  » et les principaux composants du circuit primaire. Il s’agit notamment des générateurs de vapeur, des pompes, du pressuriseur et de la cuve du réacteur nucléaire.

Ses spécialistes et techniciens interviennent notamment pour des projets majeurs de construction de nouveaux réacteurs de type EPR, ainsi que sur le développement de réacteurs de type SMR et Génération IV.

Fabrication d’équipements

Les grands composants de Framatome équipent plus de 100 centrales dans 11 pays. Dans ses usines du Creusot, de Saint-Marcel, de Jeumont, de Montbard, en France, Framatome produit, pour des électriciens du monde entier, les équipements clés de la chaudière nucléaire. Ils sont destinés à équiper les centrales en construction ou à remplacer ceux des centrales en exploitation. L’entreprise fabrique des équipements lourds (cuves de réacteur, générateurs de vapeur, etc.) et mobiles (groupes motopompes primaires et mécanismes de commande de grappes) de haute technicité.

En 2025, l’entreprise a poursuivi la montée en puissance des fabrications de son usine de Saint-Marcel, spécialisée dans la fabrication de composants lourds. L’usine fournit les principaux composants forgés pour des projets de nouvelles constructions notamment pour le projet de réacteurs EPR d’Hinkley Point C au Royaume-Uni, et a démarré la production des composants pour les programmes EPR2 en France et EPR Sizewell C au Royaume-Uni. Elle fournit également des pièces pour des composants de remplacement pour les réacteurs en exploitation.

Les acquisitions, en 2024, de Jeumont Electric et de Vanatome, ainsi que les acquisitions en 2025 de Velan France (devenu Valserve) et Segault, ainsi que la prise de participation dans Selectarc, viennent sécuriser la chaîne d’approvisionnements de Framatome et renforcer sa capacité et performance industrielles pour les secteurs du nucléaire et de la défense.

Systèmes d’instrumentation et de contrôle-commande

Framatome conçoit, réalise et installe des solutions d’instrumentation nucléaire et de contrôle-commande fiables pour des centrales en exploitation ou en construction. Ses solutions analogiques ou digitales comportent, en particulier, des systèmes de contrôle-commande de sûreté, des systèmes de contrôle-commande opérationnel, de l’instrumentation nucléaire, des solutions de maintien en condition opérationnelle, des simulateurs à l’expertise internationale en ingénierie du contrôle-commande, de la conception d’interface homme-machine et de l’ingénierie des facteurs humains. Framatome a installé plus de 300 systèmes d’instrumentation et de contrôle-commande complets sur des réacteurs de tous types dans le monde.

Combustibles

Framatome assure la conception, le développement et la fabrication des assemblages de combustibles pour des réacteurs à eau pressurisée, des réacteurs à eau bouillante et des réacteurs de recherche. La société intervient sur l’ensemble du processus : de la conception de l’assemblage à la production du zirconium et de ses alliages (un matériau clé dans la production de combustibles) en passant par la fabrication et les services associés, jusqu’aux interventions dans les centrales nucléaires.

L’entreprise réalise les calculs permettant d’améliorer la gestion et la performance de ses assemblages, tout en répondant aux exigences de sûreté les plus élevées. Près de 260 000 assemblages combustibles de Framatome ont été chargés dans plus de 200 réacteurs en exploitation dans le monde.

Mise en service et autorisation d’exploitation des centrales nucléaires

Framatome a acquis une expérience internationale au contact des autorités de sûreté pour tous les types de réacteurs existants dans le monde. L’entreprise vient ainsi en soutien aux exploitants dans leurs relations avec leur autorité de sûreté et dans l’application de la réglementation existante dans leur pays d’implantation.

En France, Framatome a développé une expertise dans l’application de l’arrêté relatif aux équipements sous pression nucléaires (ESPN).

La société met par ailleurs à disposition de ses clients internationaux des centres techniques où sont réalisés, chaque année, de nombreux essais pour qualifier leurs équipements. Elle les accompagne dans la préparation des études de qualification et dans la préparation de la documentation associée.

Maintenance, modernisation et poursuite de l’exploitation des centrales en service

Framatome propose des solutions et des services innovants pour maintenir et moderniser les centrales nucléaires existantes ainsi que pour prolonger leur durée d’exploitation, tout en garantissant leur sûreté, leur performance et leur disponibilité. Framatome s’appuie sur plus de 65 ans d’expérience internationale appliquée à tous types de technologies et à la maintenance de plus de 300  réacteurs dans le monde. Ses équipes apportent leurs savoir-faire et leurs connaissances des exigences en matière de maintenance, de remplacement de composants, d’inspections et de contrôles, d’opérations de rechargement du combustible, ou encore d’optimisation de la gestion des arrêts des réacteurs pour maintenance. Ses activités couvrent notamment la gestion des équipements et des pièces de rechange, la modernisation du contrôle-commande et de l’instrumentation ainsi que les services de chimie et de radiochimie.

Conduite des grands projets

Framatome participe à la réalisation de projets de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, de la conception aux approvisionnements et à leur mise en service. Ses équipes sont mobilisées pour répondre aux standards de sécurité internationaux les plus stricts et pour satisfaire les demandes de ses clients en s’appuyant sur ses savoir-faire en conduite de projets complexes. Dans le cadre de nouvelles constructions, l’entreprise propose des solutions sur le périmètre de l’îlot nucléaire.

Framatome participe, en qualité de concepteur de l’équipement, à la maintenance des 4 réacteurs EPR en service dans le monde : Chine (Taishan 1 & 2), Finlande (Olkiluoto 3) et France (Flamanville 3).

Framatome participe aux côtés d’EDF à la construction des projets EPR en France (Programme EPR2) et au Royaume-Uni (Hinkley Point C 1 & 2 et Sizewell C 1 & 2).

EDF et Framatome ont une filiale d’ingénierie commune, Edvance, créée en 2017, dédiée aux projets de construction de nouvelles centrales nucléaires en France et dans le monde.

1.4.1.1.4.2 Principales réalisations de Framatome en 2025

L’exécution des projets a été maîtrisée conformément aux engagements contractuels et les actions d’optimisation des coûts de structure se sont poursuivies. La production des usines a été conforme aux engagements pris vis-à-vis des clients en dépit de tensions sur les chaînes d’approvisionnement.

Plusieurs opérations de remplacement de composants primaires se sont déroulées : sur le parc français, pour le compte d’EDF, avec l’opération de remplacement de générateurs de vapeur (RGV) de la tranche 2 du CNPE de Flamanville, qui s’étendra jusqu’au second trimestre 2026 ; au Canada, pour le compte de Bruce Power (Bruce Power Unité 3).

Framatome a poursuivi sa croissance sur la base installée du marché nord-américain dans un environnement toujours actif et fortement concurrentiel. Par ailleurs, les livraisons d’équipements pour le projet Angra 3 au Brésil ont été suspendues, compte tenu des difficultés de paiement du client Electrobras.

L’activité contrôle-commande a poursuivi sa croissance, entraînée en France, en Grande-Bretagne et en Europe et aux États-Unis, par des projets de nouvelles constructions, de rénovation et des activités de services dynamiques.

En 2025, Framatome a pris la décision de consolider l’ensemble de ses activités commerciales en cybersécurité au sein de l’activité contrôle-commande I&C afin de mutualiser ses compétences et mettre en place une stratégie cybersécurité unifiée, dans un contexte de croissance des besoins en cybersécurité des acteurs du nucléaire et des industries critiques.

Les filiales Allentis (Surveillance et détection réseau), Cyberwatch (Gestion de vulnérabilités) et Foxguard (Intégrateur cybersécurité industriel et fournisseur de systèmes informatiques customisés) sont désormais rattachées à la Business Line Framatome Cybersecurity, au sein de la Business unit I&C. 

Les activités de conduite des grands projets et de fabrication de composants ont été soutenues :

En France

• Pour l’EPR de Flamanville 3, après la connexion au réseau le 21 décembre 2024, le projet a franchi, en 2025, plusieurs étapes majeures : la fin de la phase d’essais DEM33 (essais à puissance nulle et montée progressive jusqu’à 60 %) en novembre 2025 et le déroulement de la dernière phase d’essais DEM34 (montée en puissance jusqu’à 100 % de puissance et vérification du comportement du cœur et des systèmes primaires) qui est en cours depuis décembre, avec l’atteinte de 100  % de puissance le 14 décembre 2025.
• Pour EPR2, Framatome a démarré la fabrication du Groupe Moto Pompe Primaire (GMPP) U1 EPR2 en septembre 2025. Par ailleurs, la production des grands composants continue dans les usines du Creusot, de Saint-Marcel et Jeumont.

Au Royaume-Uni

• Sur l’EPR HPC, après la fin de fabrication de la cuve en juillet 2025, les épreuves hydrauliques des générateurs de vapeur du second réacteur d’Hinkley Point C ont été finalisées en septembre 2025. La cuve et deux générateurs de vapeur du second réacteur ont été livrés au projet HPC, les deux générateurs de vapeurs restants sont également terminés.
• Pour l’EPR Sizewell C, après la Financial Investment Decision (FID) en juillet 2025, donnant le coup d’envoi officiel à la construction, le Financial Closing (signature des accords opérationnels et financiers) a été finalisé en novembre 2025. La production des grands composants a débuté dans les usines du Creusot, de Saint-Marcel et Jeumont.

L’activité combustible a conclu en 2025 des contrats en Hongrie et en République tchèque pour fournir des combustibles à des centrales de type VVER. Elle a conclu, en 2025, la reconduction de fourniture de combustible MOX pour les centrales d’EDF. Elle bénéficie aussi du dynamisme du marché américain. 

Des investissements ont été lancés dans le cadre d’un programme industriel de montée en cadence des productions, en lien avec le programme EPR2 en France et dans une volonté de renforcement de la souveraineté. Ces investissements concernent les activités de fabrication et de montage des composants d’équipements primaires et auxiliaires. Ils concernent également la chaîne d’approvisionnement du combustible qui se modernise et sécurise sa croissance et sa capacité à réaliser de nouvelles productions.

En matière de croissance externe, plusieurs opérations ont été réalisées en 2025 : Framatome a acquis Velan SAS et Segault, deux spécialistes des vannes et robinets haute performance pour les secteurs du nucléaire, de la défense et de l’énergie. Velan SAS a changé de nom et est devenu Valserve. Ces acquisitions s’inscrivent dans la stratégie de croissance et de sécurisation de la chaîne d’approvisionnement et font suite à l’acquisition de Vanatome, en 2024, permettant ainsi la création de la Business line robinetterie de Framatome. Framatome a aussi finalisé l’acquisition de la participation restante dans Reaktortest, une entreprise spécialisée dans le contrôle non destructif (CND) et basée en Slovaquie et a pris une participation dans Selectarc à hauteur de 40 %. Ce partenariat vise à sécuriser l’approvisionnement en métaux d’apports stratégiques, essentiels dans le processus de fabrication des composants du circuit primaire des réacteurs nucléaires français.

De façon générale, Framatome s’inscrit dans la démarche d’excellence opérationnelle du groupe EDF, qui vise à développer la performance opérationnelle et optimiser les temps de passage (lead time). L’objectif visé est de garantir la stabilité de la chaîne d’approvisionnement, de maîtriser et d’optimiser les délais de fabrication de Framatome et de ses fournisseurs clés et de maintenir les compétences. À ce titre, les usines de Framatome déploient des plans en vue de permettre des fabrications et constructions conformes du premier coup. Toutes les parties prenantes y sont associées avec un objectif de standardisation des activités.

Framatome a aussi poursuivi le développement de ses marques (Framatome Healthcare, Framatome Defense et Framatome Space).

Dans le cadre du développement des activités liées à sa marque Framatome Healthcare, la technologie propriétaire de production d’isotopes de Framatome est utilisée pour la production commerciale de Lutétium-177 dans un réacteur CANDU de Bruce Power au Canada. En 2025, Framatome et SN Nuclearelectrica SA ont signé l’accord confirmant un projet similaire de production d’isotopes médicaux en Roumanie à la centrale de Cernavoda. Par ailleurs, Framatome et l’entreprise belge Ion Beam Applications ont annoncé début 2025 leur intention de mettre en place en Europe et aux États-Unis un réseau d’installations de production d’Astate-211, un radioisotope utilisé pour les radiothérapies internes vectorisées alpha. Enfin, un accord a été signé avec EDF en novembre 2025 pour un projet d’irradiation prototype à des fins de production de Cobalt-60 dans un des réacteurs du parc EDF.

La marque Framatome Defense, lancée en octobre 2020, permet à Framatome de répondre aux besoins des programmes de Défense et aux enjeux de souveraineté dans ce domaine, grâce à l’implantation industrielle de Framatome sur l’ensemble du territoire. Les contributions de Framatome Defense concernent en particulier les futurs programmes à caractère nucléaire, comme le programme de sous-marin nucléaire d’attaque de type Barracuda, les sous-marins nucléaires lanceurs d’engins de 3^e génération (SNLE 3G), le futur porte-avions de nouvelle génération (PA-NG) et aussi des projets au profit du CEA/Direction des applications militaires, notamment dans le domaine de la propulsion nucléaire. L’ensemble des Business Units de Framatome sont sollicités et l’année 2025 a vu la mise en œuvre de projets d’investissements dans les capacités industrielles, financées par la Défense, la mise en service de la Ligne d’Activité Défense sur le site de Jeumont et la production et la livraison d’équipements, de composants, d’études ou de services à partir de plusieurs sites industriels, au profit de ses clients Défense.

La marque Framatome Space a été lancée en octobre 2023. Elle a pour but de mettre à disposition ses compétences et outils nucléaires au service de l’industrie spatiale pour l’aider à atteindre ses prochains objectifs en termes d’exploration. L’année 2024 a été marquée par la première étude ALUMNI en coopération avec Ariane Group et CEA pour l’ESA. Elle prépare les futurs développements aussi bien dans les technologies radio-isotopiques que réacteur à fission. Lors de l’année 2025, Framatome a mis en place des partenariats structurants en Italie, d’une part, avec Enea en vue d’étude de faisabilité pour le développement d’un combustible triso pour un réacteur de surface, au Royaume-Uni, d’autre part, avec Perpetual Atomics pour soutenir le développement de systèmes spatiaux radio-isotopiques. Ce dernier partenariat a abouti à la signature du premier contrat en prime contractor pour l’ESA (European Space Agency) en septembre 2025. Framatome se positionne comme un référent pour les développements à venir.

Lors du WNE (World Nuclear Exhibition), le grand rendez-vous mondial de l’industrie nucléaire civile, le projet Waste Eraser – concernant le traitement des résines échangeuses d’ions ⁽¹⁾ – a remporté un prix innovation.

1.4.1.1.4.3 Installations nucléaires de base (INB)

Framatome exploite une installation nucléaire de base (INB) se trouvant sur le site Framatome de Romans nommée INB 63-U pour la fabrication de combustibles nucléaires.

Résultats 2025 en matière de sûreté nucléaire ⁽²⁾

Comme en 2024, aucun évènement majeur de sûreté ou de radioprotection n’est à déplorer sur les sites pour lesquels Framatome est exploitant nucléaire, c’est-à-dire les sites de fabrication de combustibles de Romans-sur-Isère, Richland et Lingen. En 2025, Framatome a déclaré 13 évènements significatifs pour la sûreté (ESS) de niveau 0 sur l’échelle internationale INES et 1 ESS de niveau 1. 

Les résultats 2025 détaillés sur la sûreté nucléaire sont publiés dans le rapport annuel établi par l’Inspecteur général de la sûreté nucléaire ainsi que dans le rapport Transparence et sécurité nucléaire (TSN) du site de Romans-sur-Isère ⁽³⁾.

Actifs dédiés

Des actifs dédiés ont été constitués pour couvrir les engagements nucléaires de long terme. Voir dans la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 16.1 « Autres provisions pour déconstruction ».

1.4.1.1.5 Arabelle Solutions

Le 31 mai 2024, EDF a acquis les activités nucléaires de GE Vernova portant sur l’îlot conventionnel des centrales nucléaires, à l’exception des activités de services sur le continent américain. Ces activités sont sous le pilotage d’Arabelle Solutions, une filiale détenue à 100 % par EDF.

Les activités d’Arabelle Solutions sont liées essentiellement à l’îlot conventionnel des centrales nucléaires :

• activité Nouveau nucléaire : conception, fabrication et installation d’équipements cœurs de l’îlot conventionnel (dont la turbine Arabelle et l’alternateur Gigatop) pour les nouvelles installations nucléaires, pouvant notamment équiper les réacteurs de technologie EPR et EPR2 (Evolutionary Pressurised Reactors) ainsi que les SMR (Small Modular Reactors) ;
• activité Services : maintenance et mises à niveau de ces équipements pour les centrales nucléaires existantes. Arabelle Solutions fournit également des turbines pour des activités navales, notamment pour les sous-marins britanniques à propulsion nucléaire.

Arabelle Solutions emploie environ 3 600  collaborateurs, répartis dans 16 pays, principalement en France (2 350 salariés, soit environ 65 % des effectifs), en Inde (environ 500 salariés) et au Royaume-Uni (environ 350 salariés).

Arabelle Solutions exploite principalement les actifs industriels suivants, situés dans ces trois pays :

• le site de Belfort, où sont usinés les turbines Arabelle et les alternateurs de très grande puissance (au-delà de 1 000 MW) ;
• l’usine de Sanand, en Inde, spécialisée dans les turbines de petite (SMR) et de moyenne puissance (nucléaire indien notamment) ;
• deux ateliers de réparation : l’un à La Courneuve, en France, pour les turbines et les pompes, et l’autre à Rugby, au Royaume-Uni, qui s’occupe de la réparation des alternateurs et des turbines de moyenne puissance et qui fabrique également les turbines qui équipent actuellement les sous-marins nucléaires britanniques ;
• une installation industrielle située à Ludres, spécialisée dans le traitement de l’obsolescence, la production et la réparation des cartes électroniques pour les centrales nucléaires.

Arabelle Solutions est implantée à ce jour, soit industriellement, soit commercialement, dans une vingtaine de pays dans le monde.

Arabelle Solutions dispose d’une base clients comprenant des acteurs de référence de l’énergie à l’international. La technologie d’Arabelle Solutions est présente sur un tiers du parc mondial installé. Arabelle Solutions effectue des opérations de maintenance sur plus de 100 tranches nucléaires chaque année.

Arabelle Solutions participe aux côtés d’EDF à la construction, à la mise en service et à la maintenance des îlots conventionnels de Flamanville 3 et d’Hinkley Point C, ainsi qu’à la préparation de la construction des projets EPR en France (Programme EPR2) et au Royaume-Uni (Sizewell C).

Arabelle Solutions est présente en Chine depuis plus de 27 ans et fournit des services de construction (ingénierie et équipement), de maintenance pour les turbines et/ou alternateurs. Ces services ont pu être utilisés sur plus de 30 unités en Chine avec des types de réacteurs multiples (M310, CPR1000, EPR, AP1000…). Arabelle Solutions opère en Chine par le biais d’une coentreprise « Arabelle (Wuhan) Engineering Technology Co., Ltd » avec le Central Southern China Electric Power Design Institute (CSEPDI, actionnaire minoritaire à 20 %).

• (1) Les résines échangeuses d’ions, utilisées dans les centrales nucléaires pour traiter les eaux usées, sont difficiles à solidifier pour le stockage final. En liquéfiant les résines, le Waste Eraser permet de réduire le volume de déchets et donc les coûts associés au stockage final, tout en assurant un stockage sûr à long terme.
• (2) L’objectif de Framatome est de détecter, déclarer et traiter au plus juste tous les écarts et anomalies survenant dans le cadre de ses activités. Cet indicateur vise à renforcer encore le partage d’expérience, à élargir les analyses et l’importance accordée aux signaux faibles. Les évènements déclarés au niveau 0 de l’échelle INES sont des écarts de sûreté, considérés comme des « signaux faibles », dont la prise en compte est essentielle à une démarche de progrès continu pour une meilleure maîtrise de la prévention des risques dans la conduite des activités. Afin de favoriser la remontée des « signaux faibles  » et le partage d’expérience, Framatome détecte et enregistre tout écart. L’analyse de ce dernier, par la filière indépendante de sûreté, permet de juger du niveau de déclaration auprès de l’Autorité de sûreté.
• (3) Disponible sur le site www.framatome.com

Arabelle Solutions est présente en Inde depuis de nombreuses années. Elle a fourni une très grande majorité des turbines des centrales nucléaires indiennes et intervient, avec son partenaire BHEL, pour produire les turbines des nouvelles centrales nucléaires de Gorakhpur et Kaiga. Elle dispose par ailleurs d’une usine à Sanand.

Arabelle Solutions participe également aux projets de construction des centrales nucléaires d’Akkuyu en Turquie, d’El Dabaa en Égypte et d’extension de la centrale de Paks en Hongrie (voir la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle  », risque 1A « Maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris les projets EPR »).

Figurent parmi les principales réalisations d’Arabelle Solutions en 2025 plusieurs opérations de réparation de composants critiques sur le parc français existant pour le compte d’EDF et en Afrique du Sud pour le compte du client Eskom (contrat Steam Generator Retrofit sur l’unité 1 de la centrale de Koeberg). De nouveaux accords structurants ont été conclus avec EDF notamment pour l’augmentation de puissance palier CP1 avec EDF (11 lignes d’arbres basse pression) ou le renouvellement d’un accord de pérennité Nuclear Controls. Arabelle Solutions amorce sa croissance sur le marché des Services dans un environnement global toujours fortement concurrentiel et a signé de nouveaux accords notamment en Roumanie (Cernavoda lifetime extension), en Suède (contrat de maintenance pluriannuel avec Uniper), en Chine (Service Cooperation Agreement avec Dongfang) et aux Émirats arabes unis (Barakah). Les livraisons d’équipements pour les clients internationaux se sont néanmoins déroulées sans encombre.

Concernant les projets du nouveau nucléaire, des contrats significatifs ont été signés, pour la fourniture d’équipements (avec ou sans installation) en particulier pour des projets en Pologne (AP1000), au Royaume-Uni (Sizewell C/EPR), aux États-Unis (Projet de SMR développé par Terrapower) et en France (EPR2 avec un objet étendu incluant les échangeurs de chaleur, pompes, vannes, tuyaux de la salle des machines et projet PANG – Porte-Avions Nouvelle Génération – avec Naval Group). En exécution des étapes importantes ont été franchies sur les projets Flamanville 3 en France, Hinkley Point C au Royaume-Uni, EPR2, Akkuyu en Turquie, El Dabaa en Égypte, Darlington au Canada.

1.4.1.2 Production thermique en France continentale

Les moyens de production thermique constituent l’une des composantes importantes du mix électrique pour assurer, en temps réel, l’équilibre production/consommation. Ils répondent aux fluctuations de la consommation d’électricité et de la production des énergies renouvelables (solaire et éolien en particulier). Ils contribuent à assurer un niveau de tension et de fréquence adéquat sur le réseau. Ce rôle devrait aller grandissant avec l’insertion massive de moyens de production intermittents dans les systèmes électriques français et européen.

1.4.1.2.1 Le parc de production thermique d’EDF en France continentale

Au 31 décembre 2025, le parc thermique en exploitation d’EDF est composé de capacités de production diversifiées, tant sur le plan du combustible que de la puissance :

La production en 2025

La production d’électricité générée par EDF à partir de son parc de centrales thermiques en France continentale a représenté, en 2025, 0,75 % de sa production totale d’électricité. Le parc dispose, à fin 2025, d’une puissance installée en fonctionnement de 4 945 MW.

La production thermique (énergie nette) a représenté 3,14 TWh en 2025 avec un fonctionnement plus fort qu’en 2024 (2,65 TWh). En  2025, les tranches charbon ont fourni 0,2 TWh, les cycles combinés gaz (CCG) 2,57 TWh et les turbines à combustion (TAC) 0,36 TWh.

L’enjeu pour ces moyens de production thermiques, sollicités de façon variable tout au long de l’année, est d’assurer une fiabilité et une disponibilité maximales. La capacité d’adaptation du parc à un fonctionnement soutenu a été démontrée. En particulier, les TAC ont été fortement sollicitées et ont affiché un très bon taux de réponse lorsqu’elles ont été appelées à fonctionner.

1.4.1.2.2 Les enjeux de la production thermique

Un parc thermique en cours d’adaptation

Entre 2013 et 2015, EDF a procédé à la mise à l’arrêt définitif de dix unités de production charbon. Le 1^er avril 2021, EDF a procédé à l’arrêt définitif de la centrale du Havre. En mai 2025, EDF a annoncé l’arrêt définitif des deux dernières unités de production de la centrale thermique de Cordemais, planifié au 31 mars 2027.

Un plan d’action pour limiter l’empreinte environnementale des autres moyens de production thermique en France continentale

Un chantier stratégique « thermique décarboné », transverse au Groupe, a été lancé en 2021 et a permis d’identifier les différents dispositifs ou techniques permettant la décarbonation de moyens de production thermique existants fonctionnant actuellement avec des combustibles fossiles ou la construction de moyens neufs thermiques décarbonés.

Dans ce cadre, des feuilles de route ont été définies et sont en cours de mise en œuvre pour instruire l’ensemble des opportunités de décarbonation des moyens de production existants et pour permettre la maîtrise des solutions pour développer de nouvelles capacités thermiques décarbonées en cas de besoin du système électrique.

Ainsi, des essais de fonctionnement avec un bioliquide (Hydrotreated Vegetable Oils, conforme à la directive RED II) ont été conduits sur deux TAC en juillet 2023 (Brennilis) et juin 2024 (Vaires-sur-Marne).

Les résultats de ces essais, positifs tant sur les aspects techniques qu’environnementaux, permettent de confirmer la pertinence de cette solution de décarbonation. L’obtention de la certification RED, qui est venu terminer la démarche d’évaluation de faisabilité lors de l’essai réalisé à Vaires en juin 2024, a par ailleurs permis de faire officiellement reconnaître comme renouvelable l’électricité produite à partir d’un combustible durable.

Émissions du parc thermique

En 2025, le parc thermique d’EDF en France continentale a émis 1,5 million de tonnes de CO₂ (contre 1,3 million de tonnes en 2024). Le contenu CO₂ du kWh produit en 2025 s’élève à 469 g/kWh net (contre 477 g/kWh net en  2024). Cette évolution résulte principalement de la hausse de la production du parc cycles combinés gaz (CCG) avec notamment le retour du CCG Bouchain sur le réseau qui était à l’arrêt depuis avril 2024 dans le mix de production thermique d’EDF. Par voie de conséquence, la part des 4 cycles combinés gaz est plus importante qu’en 2024 avec une contribution à hauteur de 65 % des émissions CO₂ du parc thermique, contre celle des turbines à combustion du CETAC d’environ 20 % (en légère hausse par rapport à 2024 compte tenu de la sollicitation marquée des turbines à combustion au fioul) et enfin celle de Cordemais pour environ 15 %. Les cycles combinés gaz ont contribué à hauteur de 81 % de la production du parc thermique en 2025 (contre 79 % en 2024) et par voie de conséquence la contribution relative plus faible des tranches charbon, qui ont représenté près de 6 % de la production du parc thermique en 2025 (contre près de 7,5 % en 2024). Pour rappel, en 2010, le contenu CO₂ du kWh produit était de plus de 900 gCO₂/kWh net.

En 2025, le parc thermique d’EDF en France continentale a émis 225 tonnes de SO₂ (294 tonnes en 2024), 1293 tonnes de NO_x (974 tonnes en 2024) et 7 tonnes de poussières (contre 6 tonnes en 2024). Ramenés au kWh produit, les rejets de polluants ont été réduits, par rapport à 2010, de plus de 30 fois pour les NO_x, de plus de 165 fois pour le SO₂ et de 500 fois pour les poussières. Ces réductions drastiques d’émission ont été rendues possibles par :

• la mise à l’arrêt des centrales thermiques les plus anciennes ;
• la rénovation et l’installation d’équipements de traitement des fumées selon les meilleures techniques disponibles sur les centrales charbon les plus récentes ;
• l’utilisation de combustible à teneur en soufre réduite ;
• la mise en service de cycles combinés au gaz naturel ;
• le fonctionnement privilégié au gaz des TAC de Montereau depuis le 1^er janvier 2025.

Un parc de production thermique performant grâce aux cycles combinés au gaz naturel

EDF a mis en service :

• un premier cycle combiné au gaz naturel (CCG) en France sur le site de Blénod en 2011 ;
• deux cycles combinés à Martigues en 2012 et 2013 ;
• un cycle combiné de nouvelle génération à Bouchain en 2016, en partenariat avec General Electric.

Cette modernisation du parc thermique a permis de réduire les émissions atmosphériques de CO₂, d’oxydes d’azote et d’oxydes de soufre.

Les CCG de Martigues résultent de la transformation (repowering) des anciennes tranches fioul, dont une partie des installations (turbine à vapeur, condenseur ou installations de traitement d’eau) a été réutilisée. La puissance installée du site de Martigues est de 930  MW. Son rendement est de plus de 50 %, nettement supérieur à celui des tranches thermiques charbon.

Le CCG de Bouchain présente des caractéristiques innovantes en termes de puissance (près de 600 MW atteignables en moins de 30 minutes) et de rendement (supérieur à 60 %). Il démontre également de bonnes performances environnementales. Les émissions de CO₂ sont de l’ordre de 360 g/kWh, soit une division par presque 3 par rapport à celles de l’ancienne centrale charbon voisine arrêtée en 2015.

Amélioration des performances des CCG par hybridation

Toujours à la recherche de flexibilité et de solution innovante pour la sécurité du réseau électrique, EDF a mis en service son projet d’hybridation du CCG Blénod avec un BESS (Battery Energy Storage System), une batterie de 15 MW capable de stocker et restituer l’électricité en fonction des besoins du réseau, tout en fonctionnant en synergie avec le CCG.

Ce démonstrateur est une première en France et a mobilisé plus de 70 experts issus de plusieurs entités du Groupe. L’innovation repose sur le principe d’hybridation : la batterie est intégrée au cycle combiné gaz (CCG) de Blénod, créant une synergie technique brevetée. La batterie peut fonctionner seule ou en complément du CCG, apportant ainsi une flexibilité accrue. En effet, elle peut être mobilisée en quelques secondes, sans émission additionnelle de CO₂, ce qui permet de profiter de la pleine puissance du CCG : la réactivité du BESS (Battery Energy Storage System) améliore la réactivité au CCG qui prend ensuite le relais.

Déconstruction des tranches arrêtées du parc thermique

EDF a planifié l’ensemble des opérations de déconstruction des tranches arrêtées ou dont l’arrêt est programmé. Des provisions ont été constituées pour un montant correspondant aux charges de déconstruction de l’ensemble des tranches en exploitation et aux travaux de dépollution des sites ⁽¹⁾.

EDF a poursuivi en 2025 les travaux de déconstruction sur les installations mises en retrait définitif d’exploitation.

EDF est par ailleurs attentive à préserver au mieux le potentiel de ses sites par une allocation raisonnée des espaces et la mise en œuvre d’une veille locale sur la réglementation d’urbanisme propre à sécuriser ses besoins. Cette gestion différenciée des espaces et des sols permet de libérer progressivement le foncier d’EDF de contraintes d’occupation (libération de nouvelles ressources foncières, de potentiel de biodiversité ou de désartificialisation des sols). Elle tient compte des besoins du Groupe, tout en accompagnant les territoires dans le développement de nouvelles activités.

• (1) Voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 16.1 « Autres provisions pour déconstruction ».

1.4.1.3 Production à partir des énergies renouvelables et stockage

Le groupe EDF est aujourd’hui un acteur européen majeur des énergies renouvelables et notamment le premier producteur hydroélectrique de l’Union européenne.

La production hydraulique est la plus importante des énergies renouvelables du Groupe. Le Groupe est également leader dans le développement de filières industrielles compétitives, principalement dans l’éolien et le solaire.

Au total, les énergies renouvelables représentent plus du quart de la capacité totale du Groupe.

Les engagements du groupe EDF concernant le développement des énergies renouvelables figurent également à la section 3.2.2.1.2.1.2 « Production bas carbone » - « Feuille de route de hausse de la production bas carbone du Groupe ».

Capacités nettes installées du Groupe dans les énergies renouvelables à fin 2025 ⁽¹⁾

• (1) Proportionnellement au pourcentage de détention.
• (2) Y compris pays du Moyen-Orient.

1.4.1.3.1 Production hydroélectrique en France

1.4.1.3.1.1 Le parc de production hydroélectrique d’EDF

L’hydroélectricité est la première source d’électricité renouvelable et la deuxième source de production électrique derrière le nucléaire en France. Cette filière est importante pour le système électrique par sa flexibilité et son apport en termes d’équilibre et de sécurisation du réseau.

Au périmètre d’EDF, le parc compte 424 centrales à fin 2025, avec un âge moyen de 80 ans ⁽¹⁾.

Au périmètre de la France continentale, les centrales se trouvent principalement dans les massifs montagneux des Pyrénées, des Alpes, du Massif central et du Jura, ainsi que sur le Rhin. L’ensemble représente une puissance installée d’environ 20,12 GW ⁽²⁾, soit 23,3 % de la capacité installée du parc d’EDF. L’énergie productible annuelle observée s’élève, en moyenne, à une près d’une quarantaine de térawattheures.

Les différents aménagements hydroélectriques sont conçus pour optimiser l’exploitation de la ressource en eau des vallées, dans le cadre d’une gestion multi-usage de l’eau. Du fait de la taille et de la variété de son parc, EDF dispose d’aménagements capables de répondre à tous les types d’usages souhaités, en base ou en pointe. Ils offrent des leviers d’optimisation en raison de leur souplesse d’utilisation.

• (1) Le productible moyen sur 60 ans est réévalué sur la base du changement climatique déjà constaté.
• (2) Seul le productible gravitaire est comptabilisé dans les STEP sans prendre en compte l’énergie de pompage.
• (1) Moyenne arithmétique par glissement de 1 an sur parc constant recalculé en 2021 ; pas de nouvelle installation mise en service ni de déclassement en 2025.
• (2) Hors Outre-mer et Corse.

1.4.1.3.1.2 La performance du parc de production hydroélectrique

Sur ce périmètre, EDF a consacré, en 2025, plus de 630 M€ (achats externes et main-d’œuvre immobilisée) au développement et à la maintenance de son parc pour un fonctionnement optimisé en toute sûreté.

Un parc fortement automatisé et surveillé à distance

Environ 77 % de la puissance hydraulique installée (soit plus de 20 115 MW) est pilotée à distance avec une gestion centralisée par vallée, depuis des centres de téléconduite capables de modifier leur programme de fonctionnement, à tout instant, pour répondre aux besoins du système électrique et aux opportunités économiques du marché de l’électricité.

Afin d’améliorer la fiabilité des centrales, EDF surveille, depuis ses centres régionaux d’exploitation, les paramètres physiques des machines (température, vibration, etc.). Cette pratique permet de détecter, au plus tôt, toute dérive et d’éviter des incidents par une meilleure connaissance de l’état et du comportement en fonctionnement du matériel.

Deux de ces centres régionaux d’exploitation fonctionnent désormais en tant que centres d’appui et de service 24h/24 et 7j/7 pour réaliser un appui à distance à l’exploitant afin de limiter les sollicitations d’astreinte et fournir un support technique aux intervenants lorsqu’elles sont nécessaires.

Performances techniques du parc et conditions hydrauliques 2025

Sujette aux aléas climatiques de la ressource en eau, la production hydroélectrique peut varier significativement suivant les années. L’année 2025 se caractérise par une hydraulicité légèrement déficitaire et une bonne performance de production. Le parc hydroélectrique d’EDF a délivré 10,23 % de la production totale d’EDF en France.

En anticipation des besoins liés au développement des énergies renouvelables variables (éolien, solaire), l’accent est mis sur l’accroissement de la flexibilité des moyens de production hydroélectrique et sur l’adaptation fine du pilotage des centrales.

1.4.1.3.1.3 La sûreté hydraulique

EDF pratique une surveillance et une maintenance régulière des barrages qui contribuent à la sûreté hydraulique. La sûreté hydraulique est constituée de l’ensemble des dispositions prises lors de la conception des aménagements hydroélectriques et durant leur exploitation. Elle vise à assurer la protection des personnes et des biens contre les dangers liés à l’eau et dus à la présence ou au fonctionnement des ouvrages. Il s’agit d’une préoccupation majeure et permanente du producteur.

Elle comporte trois activités principales :

• la maîtrise des risques liés à l’exploitation, c’est-à-dire des risques induits par les variations de niveau des plans d’eau ou de débit des cours d’eau à l’aval des ouvrages ;
• la gestion des ouvrages durant les périodes de crues pour assurer la sécurité des installations et des populations ;
• la prévention du risque majeur que représente la rupture d’un ouvrage hydraulique, par la surveillance et la maintenance des ouvrages sous le contrôle des services de l’État. En France ⁽¹⁾, 259 ouvrages classés A et B font l’objet d’une étude de dangers réalisée respectivement tous les dix ans et quinze ans. Cette étude consolide une vision d’ensemble des ouvrages et des parades associées s’inscrivant dans une démarche de réduction des risques ⁽²⁾. Pour les 67 barrages les plus importants, une procédure administrative particulière (« plan particulier d’intervention  ») est mise en œuvre.

Voir également la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle », risque 1F « Atteinte à la sûreté hydraulique ».

L’année 2025 a été marquée par des travaux pour prévenir le risque de chute de blocs rocheux sur les barrages de Gnioure (Ariège) et Coiselet (Ain) nécessitant un abaissement préventif de la cote de retenue.

1.4.1.3.1.4 Les enjeux de la production hydroélectrique

L’énergie hydraulique constitue un élément essentiel de la transition énergétique, à la fois par le caractère décarboné de sa production, mais aussi par sa flexibilité et sa capacité de stockage, sans commune mesure avec les autres moyens de stockage d’énergie. L’hydroélectricité joue aussi un rôle majeur dans la gestion de la ressource en eau sur les territoires.

Le renouvellement des concessions

• (1) France métropolitaine et départements et régions d’outre-mer (DROM), filiales à 100 % comprises.
• (2) Pour en savoir plus, consulter le rapport de l’Inspecteur pour la sûreté hydraulique, disponible sur le site Internet d’EDF.

L’accord proposé par le gouvernement français (voir encart « cadre réglementaire » précédent) doit désormais être traduit dans la législation française, ce qui permettra de relancer le développement de l’hydroélectricité et la mise en chantier de nouveaux projets d’importance. La proposition de loi n° 2334 « visant à relancer les investissements dans le secteur de l’hydroélectricité pour contribuer à la transition énergétique » a été déposée par deux députés le 13 janvier 2026. Cette proposition de loi a été adoptée en première lecture à l’Assemblée nationale le 5 février 2026, et sera examinée au Sénat le 13 avril 2026.

EDF a ainsi identifié un portefeuille de projet de 2 GW de développement possible à horizon 2035, notamment la réalisation de la nouvelle STEP de Montézic, et 2 GW au-delà, soit une augmentation potentielle de 20 % de sa puissance hydroélectrique installée.

Sans attendre, EDF a cherché depuis plusieurs années des pistes d’amélioration de son parc de production hydroélectrique :

• sans modification du contrat de concession par l’augmentation des débits turbinés ou du rendement des machines (surpuissance), associée au remplacement le cas échéant des machines et équipements concernés (groupes turbo-alternateurs, transformateurs,…) pour pouvoir accueillir de tels gains de puissance ; à titre d’illustration, on pourra citer :

• > la rénovation des groupes Pelton de Grand-Maison engagée depuis 2012 et achevée en 2025, qui permet un gain de 13 MW sur chacune des 4 turbines grâce au remplacement des roues et injecteurs avec un nouveau profil, et au remplacement des transformateurs et alternateurs,

• > la modernisation de la centrale hydraulique de Laval-de-Cère 2, la plus puissante du Lot, va permettre d’augmenter sa puissance de production de 90 MW à 100 MW, avec le remplacement des 2 turbines « Francis » existantes par 2 nouvelles turbines plus performantes grâce à un profil retravaillé (gain de rendement d’environ 5 %). Ce chantier est réalisé sur 3 ans et sera achevé en 2027 ;

• au titre de l’article L. 511-6-1 du Code de l’énergie, lorsque les modifications apportées au contrat de concession ne sont pas substantielles. Ainsi, depuis 2022, 7 dossiers d’augmentation de puissance ont été déposés ; dans ce cadre, le projet de Montahut (Hérault) qui s’achèvera en 2026 consiste à augmenter la puissance de l’usine de 90 MW à 96 MW soit près de 7 %, à travers le remplacement des 2 roues Pelton par d’autres plus puissantes et mieux profilées, la modification des injecteurs pour un meilleur rendement et le changement des 2 alternateurs.

EDF est également engagée dans la réalisation d’un projet de turbine-pompe de 18 MW à Saut-Mortier (Jura) pour améliorer la flexibilité de la production dans la vallée de l’Ain, dont les premiers travaux sont engagés.

Voir également la section 2.2.3 « Régulation des marchés, risques politiques et juridiques », risque 3B « Évolution du cadre législatif et réglementaire des concessions hydrauliques ».

L’ancrage territorial dans les vallées hydrauliques

EDF est soucieuse de contribuer au développement durable et partagé des territoires, généralement ruraux et montagnards, parfois isolés, situés à proximité des ouvrages de production hydroélectrique. EDF fonde sa relation au territoire en agissant en exploitant responsable et en industriel de long terme dans les vallées.

La relation d’EDF aux territoires hydrauliques s’articule autour de deux leviers principaux :

• l’emploi en essayant de maximiser les retombées économiques locales. EDF Hydro ⁽¹⁾ réalise 82 % de l’ensemble de ses achats sur les territoires hydrauliques au bénéfice du tissu industriel de proximité. EDF Hydro référence ainsi plus de 5 945 entreprises locales. L’empreinte emploi des activités hydroélectriques d’EDF en France métropolitaine est estimée à 4 917 emplois indirects ⁽²⁾. EDF est également engagée depuis plus de dix ans aux côtés des acteurs économiques et institutionnels des vallées, avec le programme  « EDF Une rivière, un territoire » qui a permis de soutenir près de 780 emplois par l’octroi de prêts participatifs à plus de 90 entreprises locales ;
• le dialogue permanent avec les acteurs économiques, politiques et associatifs des territoires concernés, en particulier les usagers de l’eau et les acteurs de l’environnement :

• > pour la gestion équilibrée des ressources. L’été 2025 a surtout été caractérisé par deux vagues de chaleur et un déficit pluviométrique marqué au Sud, en particulier sur les Pyrénées pour ce qui concerne les soutiens d’étiage opérés par EDF : les soutiens de débit de la Garonne, réalisés en étroite collaboration avec l’Établissement public Garonne, ont représenté jusqu’à 40 % du débit à Toulouse et la convention Matemale organisant les soutiens EDF sur l’Aude a été activée par les services de l’État français concomitamment avec des restrictions d’usage. À noter que le soutien de la Garonne qui avait cessé en septembre a repris en octobre,

• > pour une démarche volontaire de dialogue et concertation. EDF mène de nombreux dialogues territoriaux et concertations. À titre d’exemple, dans le cadre du projet Vouglans – Saut-Mortier (projet d’installation d’une turbine-pompe en rive gauche de la retenue de Saut-Mortier dans le Jura, à proximité immédiate de l’actuelle usine hydroélectrique pour une mise en service à l’horizon 2031), EDF a organisé, dès le lancement des études en 2020 et jusqu’en avril 2023, une démarche de concertation volontaire, importante et ciblée qui a conduit à plusieurs évolutions du projet, pour trouver le meilleur optimum entre les enjeux énergétiques, environnementaux et d’usage de l’eau. Cette démarche a d’ailleurs été soulignée lors de l’enquête publique qui s’est déroulée entre mai et juin 2023. Le projet est entré depuis l’été 2024 dans la phase de travaux, le dialogue et la concertation se poursuivent.

La gestion de l’accès à l’eau

La capacité maximale ⁽³⁾ des barrages exploités par EDF en France est de près de 7 milliards de m³ d’eau. Outre son rôle de producteur hydroélectrique, EDF participe à la gestion durable et locale de la ressource en eau.

EDF soutient les débits de nombreuses rivières l’été au bénéfice des milieux aquatiques et des autres usages de l’eau : eau potable, irrigation, activités sportives et de loisir en rivière.

• (1) EDF Hydro est la division d’EDF SA en charge de l’exploitation des ouvrages hydrauliques concédés ou autorisés en France continentale et des activités d’ingénierie associées.
• (2) Conformément aux définitions académiques couramment acceptées et sur la base d’un montant d’achat adressé en 2025 au tissu économique français et d’un contenu en emplois indirects par million d’euros basé sur les données économiques de l’Insee.
• (3) À distinguer du volume utile qui peut réellement être exploité compte tenu des caractéristiques des aménagements : hauteur des prises d’eau, etc., et qui est nécessairement moindre.

La gestion de l’eau est assurée en concertation avec les différentes parties prenantes via notamment des conventions sous l’égide de l’État, autorité concédante, avec les élus locaux, pêcheurs, agriculteurs, responsables de sites touristiques et industriels. EDF est, en effet, un acteur à part entière de la gouvernance de la gestion de l’eau dans les territoires. Elle a ainsi mis en place une mission originale de « délégués coordonnateurs de bassin ». Elle permet d’organiser et d’assurer une présence de tous les métiers d’EDF dans les instances de l’eau comme les Comités de bassin ou les Conseils d’administration des Agences de l’eau pour le compte de l’UFE ⁽¹⁾.

Les actions d’adaptation au changement climatique

Pour les activités hydroélectriques d’EDF, le bouleversement climatique peut potentiellement avoir un impact sur :

• la sûreté des ouvrages et les investissements associés ;
• la longévité de certains ouvrages et matériels ;
• l’évolution du productible hydraulique et de sa contribution à la flexibilité du mix énergétique ;
• la production et l’économie des actifs ;
• les usages de l’eau et donc la gestion du multi-usage ;
• la qualité d’eau et les écosystèmes à l’amont et aval des aménagements et dans les réservoirs.

En conséquence, les trois principaux enjeux identifiés sont de :

• 1. préserver la sûreté de nos installations et la sécurité des personnes ;
• 2. maintenir un haut niveau de performance économique et environnementale ;
• 3. maintenir une contribution essentielle dans la gestion du multi-usage de l’eau en France métropolitaine.

La stratégie d’adaptation au changement climatique des activités hydroélectriques d’EDF en France continentale, établie dans le cadre du programme ARCHE (pour Adaptation et résilience climatique de l’hydraulique à EDF), a été validé par le Groupe EDF fin 2023. Le Plan d’adaptation au changement climatique (PACC) de ces activités a été finalisé et diffusé en janvier 2025.

Le plan d’action du programme ARCHE fixe quatre axes principaux et se décompose en une cinquantaine d’actions dont voici quelques exemples :

• adapter nos connaissances : scénarios d’évolution des paramètres hydro-climatiques et des autres usages, amélioration des prévisions météorologiques, jumeaux numériques de bassins versants :

• > en 2025, amélioration de l’étude 2022 concernant l’impact du changement climatique sur les barrages thermiquement sensibles (principalement les barrages voûtes) en intégrant la modélisation du profil de température de l’eau de la retenue ;

• adapter notre patrimoine : surveillance, évaluation des aléas extrêmes et de la vulnérabilité, modifications d’ouvrage :

• > en 2025, lancement d’un diagnostic de vulnérabilité des actifs de production – hors enjeu de sûreté – avec évaluation des mesures de résilience/retour à la normale. Réalisation d’un diagnostic préliminaire pour l’ensemble des ouvrages et matériels du parc hydraulique ;

• adapter notre exploitation : continuité d’activité, business model (gestion de l’eau, stockage, flexibilité), développement, performance environnementale :

• > en 2025 a été lancée l’élaboration d’un Plan évènement climatique majeur avec 3 évènements climatiques majeurs identifiés comme prioritaires. Il sera finalisé fin 2026 après intégration du retour d’expérience de l’exercice de crise national 2026 prévu sur ce sujet (ECM) ;

• adapter notre positionnement/rôle : en développant une communication notamment scientifique sur le rôle de l’hydroélectricité, son potentiel de développement et sa contribution à la résilience des territoires avec non exhaustivement en 2025 :

• > plaidoyer pour le développement des STEP, signé par EDF Hydro à l’International Forum Pumped Storage Hydropower, septembre 2025, Paris,

• > relecture et amendement du guide « Hydropower Climate Change Resilience », publié en septembre 2025 par la Hydropower Sustainability Alliance (ONG associant acteurs publics et privés du secteur),

• > présidence de l’ETIP Hydropower (plateforme européenne de technologie et d’innovation pour la coopération d’innovation dans le domaine de l’hydroélectricité) et contribution au groupe de travail « Hydropower and Climate Change » (adaptation and mitigation),

• > publications dans le cadre notamment de la Société Hydrotechnique de France sur l’empreinte carbone et les atouts des STEP pour la transition.

1.4.1.3.2 EDF power solutions

Depuis février 2025, les activités d’EDF Renouvelables, de la Direction Internationale d’EDF et de la Direction Juridique International d’EDF sont réunies au sein de l’entité EDF power solutions. La nouvelle entité regroupe près de 8 000 collaborateurs ⁽²⁾.

Acteur industriel responsable et innovant, EDF power solutions développe, construit et exploite des moyens de production d’énergies renouvelables et bas carbone ainsi que des solutions de flexibilité et de transport d’électricité. Grâce à l’ensemble de ses expertises, EDF power solutions accompagne ses clients en leur proposant des offres sur mesure pour contribuer à la décarbonation et à la performance des systèmes électriques. Dans ses différentes géographies, les équipes de l’entité s’engagent au quotidien pour accélérer la transition énergétique.

Cette nouvelle organisation vise à capitaliser sur les synergies techniques, commerciales et géographiques pour déployer plus efficacement les activités du Groupe en matière d’énergie bas carbone (hors nucléaire et hors hydraulique France, mais incluant hydraulique à l’étranger), et de solutions de flexibilité, en cohérence avec les ambitions du projet d’entreprise Ambitions 2035 et avec l’évolution des marchés. Elle vise également à rendre l’organisation plus claire pour les parties prenantes externes, faciliter la coordination et la gestion des relations clés et assurer une taille critique vis-à-vis des partenaires.

EDF power solutions déploie des solutions au cœur des quatre piliers d’Ambitions 2035   : hydroélectricité, éolien terrestre et en mer, solaire, stockage, thermique, réseaux et solutions de décarbonation (BtoB, BtoC, BtoG). En France, ces solutions se restreignent à l’éolien, au solaire et aux batteries.

EDF power solutions est en outre présent dans une vingtaine d’implantations, dont la Belgique à travers Luminus (voir la section 1.4.5.3 Belgique). Ses activités sont réparties en cinq zones géographiques   : Amérique du Nord, Amérique latine, Afrique, Europe Moyen-Orient et Asie centrale, Asie-Pacifique (voir la section 1.4.5.4.1 « Les activités internationales d’EDF power solutions »).

Présent sur l’ensemble de la chaîne de valeur, de l’origination de projets à l’exploitation-maintenance, en passant par le développement, l’ingénierie et la construction et la gestion d’actifs, EDF power solutions dispose au 31 décembre 2025 d’une puissance installée de 33 GW bruts et 20 GW nets. Hors Luminus, ces capacités sont de 30 GW bruts et 18 GW nets (le net reflète le taux de détention d’EDF power solutions).

La majorité des actifs d’EDF power solutions sont déconsolidés. EDF power solutions développe, construit et exploite ses actifs avec des partenaires co-investisseurs.

La production nette globale sur l’année 2025 a été de 47 TWh. Hors Luminus, ce chiffre est de 43 TWh.

• (1) UFE : Union française de l’électricité.
• (2) Nombre de salariés des activités consolidées. Cela inclut les collaborateurs de Luminus.

1.4.1.3.2.1 Capacités installées par filière et par pays pour EDF power solutions

Capacités installées par filière et par zone (hors Luminus)

• (1) Les capacités au 31/12/2024 sont l’addition des capacités d’EDF Renouvelables et de la Direction Internationale d’EDF. Périmètre identique au 31/12/2025.
• (2) Capacité brute : capacité totale des parcs dans lesquels EDF power solutions est actionnaire.
• (3) Capacité nette : capacité correspondante à la part du capital détenue par EDF power solutions.
• (4) La Zone Europe, Moyen-Orient, Asie centrale ne comprend ni la France, ni Luminus.

1.4.1.3.2.2 Les activités d’EDF power solutions en France

En France, EDF power solutions développe, construit et exploite des projets éoliens terrestres et en mer, ainsi que des projets solaires et de batteries. Au 31 décembre 2025, EDF power solutions totalise 4 031 MW bruts de capacités installées/en exploitation : 1 843 MW d’éolien terrestre, 1 002 MW d’éolien en mer, 1 186 MWc de solaire. S’ajoutent 1 363 MW bruts actuellement en construction (toutes technologies confondues). La production nette sur l’année 2025 a été de 5,8 TWh en France.

Activités terrestres France

Au cours de l’année 2025, EDF power solutions a installé et mis en service un ensemble d’actifs éoliens terrestres et solaires dont notamment la centrale solaire de Châteaudun (Eure-et-Loir), le parc éolien de Baignes (Charente) et le repowering du parc éolien de Kergrist (Morbihan).

Sur le marché de la flexibilité et des services au réseau par batterie, EDF power solutions poursuit ses efforts dans la mise en œuvre de projets hybrides ou standalone, avec notamment la prochaine mise en service de la batterie Stockage d’Énergie Catalan.

Activités maritimes France

EDF power solutions dispose d’une forte expertise dans l’éolien en mer en France. En 2022, EDF power solutions et ses partenaires ont mis en service au large de Saint-Nazaire le premier parc éolien en mer de France, d’une puissance de 480 MW. En 2024, EDF power solutions a mis en service au large de la Normandie le parc éolien en mer de Fécamp, d’une puissance de 500 MW. Enfin, l’année 2025 a été marquée par la mise en service intégrale et l’inauguration du tout premier parc éolien en mer flottant de France : Provence Grand Large (25 MW). EDF power solutions dispose désormais d’une puissance installée de 1 000 MW bruts dans l’éolien en mer en France. Autre fait marquant, l’obtention par la préfecture du Nord en février 2025 de l’arrêté d’autorisation environnementale pour la construction et l’exploitation du parc éolien en mer de Dunkerque, étape clé pour la bonne poursuite du développement du projet. Enfin, la construction du parc éolien en mer du Calvados se poursuit avec une année 2025 marquée par le lancement et la réalisation des douze premiers forages pour les fondations. EDF power solutions poursuit également le développement du projet éolien posé EMMN (Éolien en mer de Manche Normandie) et du projet éolien flottant EMGL (Éoliennes Méditerranée Grand Large), d’une capacité respective d’environ 1 000 MW et 250 MW, remportés en 2023 et 2024 à l’issue des appels d’offres n° 4 et n° 6. Le capital du projet EMGL a été ouvert à hauteur de 15 % à BW Ideol en décembre 2025 ; il reste conjointement contrôlé par EDF power solutions et Maple Power SAS, chacun des deux partenaires détenant 42,5 %.

Les activités de R&D du groupe EDF sont portées principalement par la Direction Recherche et Développement d’EDF. Ces activités s’inscrivent dans la raison d’être du Groupe et les orientations stratégiques du projet d’entreprise « Ambitions 2035 ».

La R&D d’EDF est intégrée et multidisciplinaire pour faciliter les synergies et transferts de méthodes entre métiers. Les compétences couvrent l’ensemble des champs d’activité du Groupe. Elles sont à la fois disciplinaires, métiers, projets et intégratrices sur des grands systèmes. Elle compte 1 880 collaborateurs en France auxquels s’ajoutent 155  thésards et 107 alternants de 48 nationalités différentes. Elle emploie également 274 salariés à l’international à travers des contrats locaux et 14 expatriés. Elle est organisée autour de plusieurs sites situés en France et à l’international, principalement en Allemagne, au Royaume-Uni, en Italie, aux États-Unis, en Chine et à Singapour. Le centre d’implantation principal est situé à Palaiseau, sur le campus Marcel Boiteux de Paris-Saclay.

La R&D du groupe EDF a pour mission principale d’appuyer au quotidien les métiers et filiales du Groupe en apportant son expertise de haut niveau, ses capacités d’expérimentation et de simulation performantes. Elle contribue également à construire l’avenir du Groupe, en anticipant les évolutions et défis majeurs auxquels il est confronté.

Ces axes de recherche s’articulent autour de cinq axes stratégiques dont les quatre premiers sont ceux du projet d’entreprise « Ambitions 2035 » :

• accompagner les clients dans l’électrification et la réduction de leur empreinte carbone ;
• être en mesure de produire plus d’électricité bas carbone avec le nucléaire, l’hydraulique et en fonction de la demande les renouvelables ;
• développer les réseaux face aux défis de la transition énergétique ;
• accroître les solutions de flexibilité pour répondre aux besoins du système électrique ;
• accélérer la transformation digitale.

En 2025, le budget total du groupe EDF en R&D s’est élevé à 806 M€. Il se compose de la R&D d’EDF pour 550 M€ ainsi que de la R&D conduite par certaines filiales en propre, principalement Framatome, Enedis, EDF Energy et Arabelle Solutions. En France, l’intégralité des budgets d’exploitation de la R&D d’EDF est dédiée à la décarbonation et à la transition des systèmes énergétiques.

La R&D du groupe EDF travaille pour tous les métiers du Groupe. Elle recherche des solutions technologiques permettant d’améliorer la performance de ces métiers et prépare l’avenir du Groupe à plus long terme. Elle contribue à faire d’EDF un groupe industriel leader mondial des systèmes électriques décarbonés.

Les travaux de recherche sur les réseaux pour le compte d’Enedis sont réalisés dans le cadre d’un contrat de prestations de services. Il fixe les obligations permettant de garantir la protection des informations commercialement sensibles et le respect du principe d’indépendance de gestion du distributeur. Enedis mène, par ailleurs, un programme propre de R&D, indépendamment d’EDF.

1.5.1.1 Accompagner les clients dans l’électrification et la réduction de leur empreinte carbone

L’objectif d’atteinte de la neutralité carbone à horizon de 2050 et la crise énergétique de 2022, liée au conflit ukrainien, ont conduit à renforcer les travaux en faveur de l’électrification des usages des clients et de l’utilisation optimale des gisements de flexibilité.

La R&D d’EDF appuie et accompagne les entités en charge des clients particuliers, entreprises, industries et collectivités locales pour :

• décarboner et électrifier les usages industriels, résidentiels, tertiaires et agricoles ;
• décarboner et électrifier le secteur de la mobilité et du transport ;
• favoriser l’implantation d’usages électro-intensifs.

• (1) Direction Optimisation Amont-Aval et Trading, EDF Production Électrique Insulaire, Systèmes Énergétiques Insulaires.

1.5.1.2 Être en mesure de produire plus d’électricité bas carbone avec le nucléaire, l’hydraulique et en fonction de la demande les renouvelables

Dans le domaine de la production centralisée, nucléaire, hydraulique, autres renouvelables (éolien, éolien en mer, photovoltaïque…), la R&D d’EDF développe des outils et méthodes pour :

• améliorer la sûreté des moyens de production ;
• optimiser leur durée de fonctionnement, notamment au-delà de 60 ans pour les réacteurs nucléaires ;
• optimiser les durées de construction du nouveau nucléaire ;
• accroître leurs performances de production et environnementale.

1.5.1.2.1 Conforter et pérenniser la production nucléaire à très basse empreinte carbone

EDF

La R&D travaille à protéger le patrimoine industriel d’EDF en inscrivant ses actions dans le cadre de la démarche d’amélioration de la sûreté des installations. Elle vise à développer leurs performances et à étendre leur durée de fonctionnement au-delà de 60 ans. Elle vise également pour le nouveau nucléaire à sécuriser les options de conceptions, à optimiser les durées de construction et à évaluer les réacteurs de 4^e génération.

Pour soutenir ces programmes, la R&D développe des outils de simulation numériques et des moyens d’essais expérimentaux. Elle conçoit également les outils capables de gérer les nouveaux défis posés par la croissance des masses de données numériques, la sécurité informatique et les nouvelles technologies de l’information et de la communication.

La R&D poursuit le développement de démarches numériques en privilégiant une collaboration partenariale forte avec les autres acteurs de la filière nucléaire.

En complément, la R&D d’EDF développe des codes de calcul nucléaire, mécanique, hydraulique et thermo-hydraulique à haute valeur ajoutée.

Framatome

La R&D de Framatome vise à maîtriser les technologies les plus avancées de manière à atteindre les standards les plus élevés de sûreté et de performance pour ses activités de concepteur et de fournisseur de chaudières nucléaires, d’équipements et de services nucléaires, ainsi que de combustibles.

Cette R&D est principalement réalisée au sein des équipes de développement et des centres techniques de Framatome en collaboration avec la R&D d’EDF. Des collaborations à l’international sont également actives.

1.5.1.2.2 Appui au développement des énergies renouvelables bas carbone, stockage et hydrogène bas carbone

L’appui au développement des énergies renouvelables bas carbone en France et à l’international constitue un axe fort de recherche pour la R&D d’EDF. S’agissant des énergies renouvelables, du stockage et de l’hydrogène bas carbone et ses dérivés, les travaux ont pour objectif :

• d’identifier les ruptures technologiques à forts enjeux compétitifs ;
• de contribuer à faire émerger industriellement les technologies les plus prometteuses, en partenariat avec le monde académique, industriel et les start-up.

Les énergies renouvelables bas carbone, les technologies de l’hydrogène bas carbone et les solutions de stockage étudiées par EDF sont multiples. Il s’agit notamment de l’hydraulique, du photovoltaïque, de l’éolien terrestre et en mer, de la biomasse, des batteries électrochimiques, de la chaleur renouvelable, etc.

Dans le domaine de l’éolien en mer, la R&D développe des outils de modélisation spécifiques pour le dimensionnement hydrodynamique et mécanique des éoliennes en mer posées et flottantes.

La R&D travaille également au développement des outils et méthodes pour renforcer les performances d’exploitation et optimiser les coûts des projets de systèmes de production d’électricité à base d’énergies renouvelables, de stockage et de systèmes de production d’hydrogène par électrolyse alimentés par de l’électricité bas carbone du groupe EDF.

1.5.1.2.3 Performance environnementale des ouvrages

Le changement climatique, la baisse marquée de la biodiversité et les ressources limitées de la planète nécessitent de développer un mix énergétique bas carbone. Les actions de la R&D d’EDF ont pour objectif de :

• contribuer à établir les modalités de mise en œuvre des évolutions de la réglementation ;
• justifier que les installations de production d’EDF sont au niveau des meilleures techniques disponibles (MTD) à un coût économiquement acceptable et valoriser ces MTD dans les nouveaux projets ;
• connaître et maîtriser les impacts d’EDF sur les milieux aquatiques et terrestres ;
• savoir anticiper et s’adapter aux impacts du changement climatique, par exemple prévoir l’évolution de la disponibilité et de la qualité de la ressource en eau dans les territoires et évaluer la robustesse des sources froides des centrales au regard de ces évolutions ;
• contribuer à valoriser les actions positives d’EDF auprès des parties prenantes, y compris dans les territoires.

1.5.1.3 Développer les réseaux face aux défis de la transition énergétique

La transition énergétique vers une économie décarbonée en Europe repose sur une forte intégration d’énergies renouvelables bas carbone variables et décentralisées, en particulier sur le réseau de distribution. Cette intégration nécessite le développement de systèmes électriques plus intelligents, ou smart grids, afin d’être en capacité de gérer un système électrique plus décentralisé, avec un nombre d’acteurs beaucoup plus importants. Les enjeux majeurs sont techniques, économiques et réglementaires. Cela implique de relever de nouveaux défis tels que :

• développer les réseaux de transport et d’interconnexion à la maille européenne et renforcer le couplage des marchés de gros européens pour optimiser les flux d’électricité ;
• gérer la variabilité des sources de production issues d’énergies renouvelables bas carbone et repousser leurs limites d’insertion dans les systèmes électriques, notamment les réseaux des territoires isolés, tant en matière de gestion des flux d’énergie locaux que de stabilité du réseau ;
• intégrer de nouveaux usages de l’électricité en optimisant le mix de production et les besoins en réseaux et en explorant les leviers de flexibilité et leur structuration ;
• optimiser les systèmes énergétiques décentralisés (demande active, production et stockage décentralisés, etc.) en les intégrant dans les systèmes énergétiques à plus grande échelle et en toute sécurité ;
• adapter le pilotage des systèmes électriques pour faire face à une diminution de leur inertie dans un contexte de recours croissant à l’électronique de puissance pour le raccordement des usages et des nouvelles sources de production.

Ces travaux nécessitent de travailler à la fois sur les matériels du réseau de transport et de distribution, les moyens de production et de stockage, leurs fonctionnalités et protocoles de communication, sur les matériels et modalités de pilotage, sur l’économie des usages et des services électriques et les marchés associés.

1.5.1.4 Accroître les solutions de flexibilité pour répondre aux besoins du système électrique

Le développement des énergies renouvelables variables (éolien et photovoltaïque) et des usages de l’électricité (véhicules électriques, pompes à chaleur, H₂…) dans les systèmes électriques modifie la gestion de l’équilibre entre la production et la consommation des systèmes électriques. Sachant que la production et la consommation doivent être équilibrés à chaque instant, il est nécessaire de disposer de leviers de flexibilité à la hausse et à la baisse du côté de la production et de la consommation pour faire face aux variations des injections et soutirages qu’elles soient prévisibles ou incertaines.

Dans ce contexte, les travaux de la R&D ont pour objectif de :

• développer les modèles de prévision de production EnR et de demande à différents horizons de temps et aux différentes mailles du système électrique ;
• anticiper les besoins de flexibilité des systèmes électriques dans le futur en développant les modélisations de systèmes électriques décarbonés intégrant une représentation fine des contraintes techniques sur la production, la consommation et les réseaux ainsi que l’impact des aléas météo-climatiques sur la gestion du système électrique ;
• développer les leviers de flexibilité sur les moyens de production existants, les solutions de stockage d’énergie et les systèmes de pilotage adaptés ;
• développer les flexibilités des usages (smart charging…) et définir notamment l’algorithmie nécessaire au pilotage de cette flexibilité ;
• développer les outils de gestion prévisionnelle de l’équilibre offre-demande et d’optimisation au plus proche du temps réel des flexibilités sur les marchés en support des entités en charge de l’optimisation et du trading ;
• identifier les modèles d’affaires liés à la valorisation de la flexibilité et élaborer les offres tarifaires associées.

1.5.1.5 Accélérer la transformation digitale

La transformation digitale impacte l’ensemble du système électrique. Elle est un levier essentiel des transitions électrique et climatique décrites précédemment. Les recherches en technologies de l’information s’attachent à :

• anticiper et maîtriser les ruptures possibles provoquées par des technologies en plein essor comme l’intelligence artificielle (IA), l’informatique quantique, l’Internet des objets (IoT), les réseaux mobiles dont la 5G et les satellites, la cybersécurité des systèmes industriels, la robotique, etc ;
• maintenir et développer des moyens de calcul scientifique et des algorithmes de haute performance au service des études conduites par la R&D d’EDF et les ingénieries.

1.5.1.6 Les partenariats scientifiques de la R&D d’EDF et l’international

Pour la réalisation de ses programmes de recherche et de développement, la R&D noue de nombreux partenariats scientifiques tant en France qu’à l’international. Les objectifs sont d’accéder au meilleur niveau mondial pour les disciplines au cœur des enjeux du groupe EDF, de compléter ses champs de compétences internes et d’orienter la recherche académique sur des travaux de R&D à enjeux pour le groupe EDF. Ces partenariats se concrétisent sous différentes formes :

France

La R&D a mis en place des accords-cadres avec les grands organismes publics de recherche. Les principaux partenaires académiques sont le CEA (Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives), le CNRS (Centre national de la recherche scientifique), ainsi que les organismes nationaux de recherche tels que l’INRAE (l’Institut national de recherche pour l’agriculture, l’alimentation et l’environnement), l’IFP Énergies Nouvelles, le BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières), l’INRIA, le CSTB (Centre scientifique et technique du bâtiment) et l’INERIS (Institut national de l’environnement industriel et des risques).

La R&D a également mis en place depuis plusieurs années une vingtaine de laboratoires communs et d’équipes communes avec des partenaires académiques et des centres techniques ou industriels tels que HYNES (eau et environnement) avec l’INRAE ou encore MELUSINE (dédiés aux applications des technologies membranaires pour la réutilisation de l’eau des processus et de substances chimiques).

En outre, des accords-cadres de partenariats existent avec différents acteurs industriels et/ou académiques.

Par ailleurs, plusieurs partenariats s’insèrent dans l’écosystème du Campus de Paris-Saclay comme :

• le groupement d’intérêt scientifique SEISM sur le séisme (GIS SEISM) qui associe CentraleSupélec, l’École normale supérieure Paris-Saclay, le CNRS, le BRGM et EDF ;
• l’Unité mixte de recherche IMSIA (Institut des sciences de la mécanique et applications industrielles) associant l’ENSTA (École nationale supérieure de techniques avancées), le CNRS et EDF.

La R&D est aussi présente au sein d’Instituts de la transition énergétique (ITE), mis en place dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir. Il s’agit notamment de l’Institut photovoltaïque Île-de-France (IPVF), France Énergies Marines sur les énergies de la mer et l’éolien en mer, Efficacity sur l’efficacité énergétique, Supergrid Institute sur les réseaux électriques du futur.

Enfin, EDF est membre fondateur d’associations européennes reconnues au niveau européen, comme Nugenia (Nuclear generation II & III alliance) et SNETP (Sustainable nuclear energy technology platform) pour le nucléaire, EASE (European association for storage of energy) pour le stockage. La R&D participe activement à l’European Industrial Alliance on SMRs, dans laquelle des experts de la R&D sont mobilisés dans plusieurs groupes de travail de l’alliance pour apporter leur expertise, en particulier dans les groupes de travail suivants : Industrial applications, R&D&I, Skills, Public Engagement, Safety and Saveguard.

Allemagne

Depuis le début des années  2000, EDF a créé EIFER, un Groupement européen d’intérêt économique en Allemagne avec le Karlsruhe Institute of Technology (KIT). EIFER est le centre de référence dans le domaine de l’hydrogène. Les équipes d’EIFER sont également pleinement mobilisées sur les thématiques liées aux systèmes énergétiques locaux décentralisés la biomasse, le traitement des données énergétiques territoriales et les systèmes de cartographie numérique (GIS) et à l’analyse de l’évolution du système électrique et du marché de l’énergie allemand.

Royaume-Uni

EDF R&D UK Center consolide les positions du Groupe dans l’écosystème de la recherche britannique. Il collabore avec l’université de Manchester, l’Imperial College, le National Nuclear Laboratory (NNI) ou l’université de Bristol dans les domaines du nucléaire, des énergies renouvelables.

Le centre est un appui direct pour le développement des activités d’EDF que ce soit dans :

• le domaine du nucléaire existant (extension de durée de vie des réacteurs AGR (advanced gas-cooled reactors) et déconstruction avec l’annonce de la fermeture programmée de plusieurs réacteurs ;
• les nouveaux projets tels que le projet Hinkley Point C ;
• les réacteurs de génération 4.

Le centre est également pleinement mobilisé dans le digital clients ou les projets éoliens offshore.

Italie

En Italie, la Direction Research, Development & Technological Innovation (RD&TI) d’Edison soutient à moyen et à long terme la stratégie et, à plus court terme, le développement de nouveaux services et offres d’Edison. Les équipes et les laboratoires sont essentiellement localisés dans des espaces d’innovation des deux « Politecnici » italiens (Milan et Turin). Cela favorise les coopérations et ancre Edison RD&TI dans le monde de la recherche et de l’innovation en Italie. Parmi les sujets traités : la mobilité électrique et les interactions entre véhicules électriques, bâtiments et réseau, la robotique industrielle, la décarbonation industrielle.

Asie

Le centre, basé à Pékin, est un atout pour participer aux démonstrateurs chinois de grande taille des partenaires (tels que CGN (China General Nuclear Power Corporation), CNNC (China National Nuclear Corporation) ou State Grid (acteur du réseau de transport et de distribution)) portant sur les réseaux intelligents ou les installations nucléaires. Il bénéficie également de l’écosystème chinois très avancé en matière de méthodes innovantes de construction (digital, fabrication additive ⁽¹⁾…). Le centre est également actif en soutien aux activités commerciales d’EDF China dans le domaine des systèmes locaux multi-énergies alliant électricité, biomasse, hydrogène, réseaux de chaleur et de froid.

Basé à Singapour, le centre de R&D Asie-Pacifique se consacre plus particulièrement à la transition énergétique et à la décarbonation industrielle en Asie du Sud-Est, afin d’ouvrir des opportunités commerciales pour EDF dans cette région du monde. Le centre R&D Asie-Pacifique bénéficie d’une plateforme multi-énergies EDF, dans le cadre d’un projet avec l’université réputée de NTU (Nanyang Technological University). Le centre est également impliqué avec des partenaires académiques et industriels locaux sur :

• les études de faisabilité d’interconnexions électriques en Asie du Sud-Est et l’évolution du mix électrique de Singapour ;
• la certification de l’énergie bas carbone en temps réel ;
• l’évaluation d’opportunités régionales pour le stockage d’énergie centralisé ou décentralisé ;
• la décarbonation industrielle (par exemple du secteur minier en Australie).

États-Unis

Le Groupe dispose depuis une douzaine d’années d’un centre de R&D, installé dans la Silicon Valley. Il accompagne le développement d’EDF aux États-Unis et contribue à l’innovation dans le Groupe. Les domaines d’activité de ce laboratoire couvrent notamment :

• l’appui direct à la filiale du groupe EDF power solutions North America en matière d’analyses de marchés US ;
• le market design pour éclairer les choix des projets de développement des entités métiers du Groupe aux États-Unis ;
• l’analyse de la dynamique du secteur nucléaire aux États-Unis ;
• l’évaluation de nouveaux modèles d’affaires pour le Groupe aux États-Unis.

Cette section présente les dispositifs de maîtrise des activités et de gestion des risques s’appliquant au Groupe pour l’année 2025. Ces dispositifs, élaborés et mis en œuvre dans le respect de l’indépendance de gestion des gestionnaires d’infrastructures de réseau, s’inscrivent dans le cadre défini par le corpus des politiques Groupe.

Ils obéissent également aux principes généraux énoncés dans le cadre de référence de l’Autorité des marchés financiers du 22 juillet 2010 relatif à la gestion des risques et au contrôle interne. Ils s’appuient sur les évolutions constatées dans les principaux référentiels internationaux, en particulier COSO-2013.

Cadre et finalités

Le groupe EDF organise la maîtrise des activités et des risques autour d’une quarantaine de politiques Groupe, signées par le Comité exécutif. Ce corpus définit les exigences pérennes et transverses à mettre en œuvre dans les entités et filiales contrôlées du Groupe. Des mises à jour régulières permettent d’adapter les exigences aux évolutions réglementaires ou aux orientations stratégiques. Elles s’inscrivent pleinement dans la raison d’être du Groupe.

Organisation

L’organisation de la Direction Générale d’EDF est définie en section 4.3.1 « Composition du Comité exécutif ». Chaque membre du Comité exécutif a la responsabilité de déployer toutes les actions nécessaires à la maîtrise des risques de son périmètre.

Périmètre

Concernant le périmètre contrôlé (hors filiales gestionnaires d’infrastructures régulées), ces finalités et principes sont mis en œuvre par les entités ou filiales, qui s’assurent elles-mêmes de leur mise en œuvre dans les entités ou filiales qu’elles contrôlent.

Concernant les filiales gestionnaires d’infrastructures régulées et les autres participations significatives, les représentants d’EDF au sein des instances de gouvernance s’assurent de la mise en place d’un dispositif de maîtrise des activités et des risques, d’une information régulière sur la cartographie des risques, le contrôle interne et les activités d’audit (programme et principaux résultats). Ils peuvent également s’assurer de l’efficacité et de la pertinence de chacun de ces dispositifs par un audit d’entité périodique. Les principes applicables font l’objet d’une adaptation pour les gestionnaires d’infrastructures régulées afin de garantir le respect des obligations relatives à leur indépendance de gestion.

Le Groupe exerce son activité dans un environnement en forte évolution induisant de nombreux risques, de différentes natures : politiques, géopolitiques et régulatoires, stratégiques ou opérationnels. Certains sont exogènes, d’autres sont endogènes et inhérents à l’exercice des métiers du Groupe. Leurs conséquences peuvent porter sur les résultats opérationnels, la situation financière du Groupe et sa capacité à financer sa stratégie ou son développement. Elles peuvent aussi affecter ses parties prenantes internes ou externes, son environnement ou sa réputation.

Ci-dessous sont décrits les principaux risques spécifiques auxquels le Groupe estime être exposé, et les principales actions de maîtrise correspondantes, dans le respect du principe d’indépendance de gestion des gestionnaires d’infrastructures de réseaux. Pour les risques non spécifiques, l’absence de description dans cette section n’exclut pas pour autant leur prise en compte.

Les risques sont classés en cinq catégories décrites respectivement dans les sections 2.2.1 à 2.2.5 :

• la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle » décrit les risques liés à la maîtrise des activités opérationnelles du Groupe dans ses différents projets industriels et activités. En particulier, cette section décrit le risque pour le Groupe relatif aux projets EPR, engagés ou futurs qui est un risque majeur ;
• la section 2.2.2 « Risques spécifiques aux activités nucléaires », complète la section 2.2.1 pour les activités liées spécifiquement à l’activité nucléaire du Groupe ;
• la section 2.2.3 « Régulation des marchés, risques politiques et juridiques » décrit les risques liés aux évolutions des politiques publiques et de régulation dans les pays et territoires où le Groupe exerce ses activités ainsi que les risques juridiques auxquels le Groupe est exposé ;
• la section 2.2.4 « Risques financiers et de marché » décrit les risques induits par l’exposition sur les marchés de l’énergie sur lesquels opère le Groupe ainsi que ceux liés à l’évolution des marchés financiers et à la fiabilité de l’information associée ;
• la section 2.2.5 « Transformation du Groupe et risques stratégiques » décrit les risques liés à la capacité d’adaptation du Groupe, particulièrement sur le plan stratégique et des compétences, face aux besoins de transformation induits notamment par le changement climatique, les nouvelles concurrences, les évolutions technologiques et sociétales.

Tous les risques décrits dans ce document ont été retenus pour leur caractère significatif en termes d’importance de leur impact estimé pour le Groupe. De plus, ils font l’objet d’une hiérarchisation selon une approche qualitative de leur criticité, tenant compte conjointement de l’importance de l’impact potentiel pour le Groupe, de la probabilité d’occurrence et du niveau de maîtrise. La criticité est évaluée en tenant compte des dispositions existantes éprouvées (sans tenir compte des actions nouvelles engagées ou futures). Cette hiérarchisation aboutit à une échelle à trois niveaux pour l’ensemble des risques : la criticité peut être forte, intermédiaire ou modérée. Les catégories ne sont pas hiérarchisées entre elles.

En règle générale, le périmètre d’exposition est la France, la Belgique, l’Italie, le Royaume-Uni et tous les pays où le Groupe est présent. Lorsque le périmètre d’exposition est plus restrictif, celui-ci est précisé dans le tableau et dans la description du risque.

L’exposition au risque peut varier en fonction de la durée. L’impact potentiel de ces risques peut ainsi se situer à des horizons de temps très différents, du très court terme inférieur à l’année, du moyen terme à quelques années voire à un très long terme qui peut être de plusieurs dizaines d’années, selon la nature de l’activité industrielle.

Afin de maîtriser les risques, des dispositifs sont mis en place. Certains sont génériques pour l’ensemble des risques : contrôle interne, processus d’approbation des engagements (voir la section 2.1 « Gestion des risques et maîtrise des activités ») ; d’autres sont spécifiques à chaque risque.

Articulation avec l’analyse de double matérialité. Il s’agit d’expliciter l’articulation entre les « risques » identifiés dans la présente section, et les « Impacts, risques et opportunités » (IRO) identifiés dans l’État de durabilité (voir la section 3.1.3 « Stratégie, impacts, risques et opportunités matériels et politique RSE »).

Certains risques de la présente section comportent des enjeux de RSE (environnement, social ou de gouvernance). En application de la méthodologie de cartographie des risques du Groupe évoquée à la section précédente, ils peuvent entraîner :

• des conséquences internes (ils sont assimilables aux « risques » selon le sens donné à ce terme par l’État de durabilité) ;
• des conséquences externes (ils sont assimilables aux « impacts » potentiels négatifs selon le sens donné à ce terme par l’État de durabilité).

Les analyses sont cohérentes : en résumé les IRO (risques ou impacts négatifs au sens de l’État de durabilité) représentent le détail des risques à enjeux RSE de la présente section.

Tableau des risques – numérotation, libellés et criticités

Le tableau qui suit comporte une synthèse de la correspondance entre les risques du présent chapitre et les IRO du chapitre 3 « État de durabilité et Plan de vigilance ».

La criticité est évaluée compte tenu des dispositions de maîtrise existantes.

Criticité :   forte   intermédiaire   modérée

• (1) Cette colonne fait référence aux normes ESRS pour lesquelles au moins un IRO a été identifié en correspondance avec le risque, le cas échéant.

1A – Maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris les projets EPR

CRITICITÉ : 

Dans le cadre de son activité, le Groupe est amené à réaliser, en tant que maître d’ouvrage et/ou maître d’œuvre, des projets qui présentent une grande complexité en particulier les projets EPR à Flamanville 3 en France (en phase d’essais de démarrage) (voir la section 1.4.1.1.2.1 « Le parc nucléaire d’EDF en France et son exploitation » paragraphe « Flamanville 3 ») et Hinkley Point C (HPC) au Royaume-Uni, (en cours de réalisation) (voir la section 1.4.5.1.2.5 « Le Nouveau Nucléaire », paragraphe « Hinkley Point C (HPC) »), ainsi que des projets à venir tels que les projets d’EPR2 en France (voir la section 1.4.1.1.3.1 « Préparation d’un programme de nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 en France »). Ces projets représentent un risque majeur pour le Groupe en termes d’impact potentiel sur son bilan financier et de conséquences sur sa stratégie de développement. Ils requièrent des investissements importants et de longues procédures d’instruction et d’autorisations réglementaires.

Les autres projets d’ampleur du Groupe en cours sont :

• des grands projets liés au parc nucléaire existant (Grand Carénage voir la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle », risque 1B « Non-respect des objectifs d’exploitation et/ou de poursuite de fonctionnement des parcs nucléaires (France et Royaume-Uni)) » et projets de déconstruction (voir la section 2.2.2 « Risques spécifiques aux activités nucléaires », risque 2A « Maîtrise du traitement des déchets radioactifs et du démantèlement des installations nucléaires et sécurisation des engagements associés ») ;
• des projets d’ouvrages en mer pour les énergies renouvelables (éolien offshore) ;
• des projets hydrauliques à l’international.

Risques transverses aux grands projets

Ces projets sont confrontés à de nombreux risques : techniques, opérationnels, économiques, réglementaires, politiques et environnementaux, de nature à les retarder, en accroître le coût, voire à les interrompre.

Risques de non-performance technique ou opérationnelle

Les risques techniques ou opérationnels qui pèsent sur les grands projets industriels complexes exposent le Groupe à des aléas significatifs dans la réalisation de ces projets ou dans leur exploitation. Ils pourraient avoir une incidence majeure sur les activités du Groupe, son résultat, la valeur de ses actifs, sa situation financière, sa réputation, son organisation et ses perspectives.

Des situations de non-respect d’engagements contractuels du Groupe peuvent aussi s’ajouter ou être la résultante de ces aléas.

Risques liés au financement et le cas échéant, au cadre régulatoire

Les projets de construction de nouveaux réacteurs, notamment en France ou au Royaume-Uni, nécessitent des investissements considérables, une organisation de marché appropriée et des conditions de financement et de revenus adéquats.

La mise en place des financements nécessaires pourrait, compte tenu des contextes économique, institutionnel ou d’avancement adéquats des projets en cours, être retardée ou remise en cause.

Risques externes – politiques et géopolitiques, procédures administratives

Tous ces projets sont de grande envergure et de longue durée. Ils impliquent de nombreux partenaires industriels et nécessitent en particulier des autorisations administratives, licences ou permis qui peuvent faire l’objet de contentieux, de retraits ou de retards d’obtention.

Ces risques sont exacerbés par un regain de tensions géopolitiques, voire par des conflits dans les pays où le Groupe mène des projets et des activités. Ils peuvent se manifester aussi par de potentielles sanctions internationales et mesures fiscales, à la suite de la mise en place de la nouvelle Administration américaine en janvier 2025 (voir la section 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle », risque 1E « Continuité opérationnelle des chaînes d’approvisionnement et des relations contractuelles »).

Risques liés aux enjeux RSE

Un très grand nombre de parties prenantes sont impliquées dans ces projets qui peuvent, par exemple, nécessiter d’être associés à des projets de développement territoriaux ou faire l’objet de difficultés d’acceptation par les populations locales. De plus, tous les grands projets sont exposés aux enjeux de respect des engagements du Groupe en matière de droits des travailleurs sur l’ensemble de la chaîne de valeur.

Risques spécifiques aux principaux projets

Risques relatifs à l’EPR Flamanville 3 (France)

Le réacteur a atteint 100 % de sa puissance nominale (voir la section 1.4.1.1.2 « Production nucléaire d’électricité en France » - « EPR de Flamanville 3 »), le 14 décembre 2025. Le programme d’essais se poursuit pour tester les matériels à pleine puissance et vérifier leur bon fonctionnement. Le 26 septembre 2026, le réacteur de Flamanville 3 sera mis à l’arrêt pour la réalisation de son premier arrêt pour maintenance, la Visite Complète n° 1. Cet arrêt réglementaire comportera près de 20 000 activités de maintenance. Cette opération fait partie intégrante du processus de mise en service. Elle permettra d’amener l’EPR au niveau de robustesse attendu pour les décennies à venir.

Risques relatifs aux EPR Hinkley Point C (Royaume-Uni)

La maîtrise de la conception et la mise sous contrôle des fabrications et des jalons majeurs du chantier de construction d’Hinkley Point C (HPC) conditionnent la rentabilité du projet et le financement des éventuels futurs projets au Royaume-Uni.

Les risques principaux jusqu’à terminaison du projet concernent :

• la capacité à sécuriser les compétences et ressources nécessaires à la construction et la mise en service  ;
• la capacité d’assurer la livraison d’équipements qualifiés et leur installation conformément au calendrier des essais de mise en service ;
• les modalités organisationnelles permettant d’atteindre les taux de montage électro-mécaniques requis ;
• les mouvements sociaux et les arrêts de travail en lien avec l’évolution et l’augmentation de la main-d’œuvre sur site ;
• la capacité à résoudre les problèmes de qualité afin de permettre la livraison des équipements et les montages électro-mécaniques dans les délais impartis ;
• la gestion de la configuration technique et de la documentation pour respecter le calendrier de mise en service ;
• la capacité à gérer efficacement les problèmes de supply chain dus au climat géopolitique et macroéconomique ;
• les menaces croissantes et en perpétuelle évolution en matière de cybersécurité, la résilience et la capacité à réagir aux évènements.

En appui des actions de maîtrise de ces risques, le Groupe, notamment :

• renforce les équipes avec des personnes expérimentées ;
• fortifie le consortium d’entreprises pour les montages électro-mécaniques ;
• réorganise le chantier géographiquement pour favoriser l’accès du matériel ;
• met en œuvre davantage de préfabrications.

Par ailleurs, les besoins de financement du projet HPC excédant l’engagement contractuel des actionnaires (committed equity), ces derniers ont été appelés à allouer des fonds propres additionnels (voluntary equity). Le Groupe contribue seul aujourd’hui au financement (voluntary equity) et cherche activement des solutions de financement jusqu’à la mise en service commerciale d’HPC.

La rentabilité et le financement du projet HPC sont sensibles :

• à des retards dans la construction ou des difficultés de mise en service commerciale des unités de l’EPR d’HPC pouvant entraîner des coûts additionnels, sachant qu’un dépassement au-delà du 31 octobre 2036 pourrait entraîner la perte de la protection de revenus dont bénéficient ces ouvrages via le Contrat pour différence (CfD) (voir la section 1.4.5.1.2.4 « Le Nouveau Nucléaire ») ;
• à l’inflation, et l’évolution des prix du marché de l’électricité au-delà de la durée du Contrat pour différence (CfD) ; 
• au taux de change entre la livre britannique et l’euro.

La non-contribution par CGN en voluntary equity pourrait impliquer de possibles financements alternatifs en dette ou equity pouvant modifier la rentabilité d’EDF (risque de dilution).

Risques relatifs au renouvellement du parc en France (EPR2)

En France, l’absence ou le retard dans l’obtention du financement et des autorisations nécessaires pour poursuivre le développement du réacteur EPR2 pourraient impacter la situation financière du Groupe. Tout report du lancement du projet risquerait d’entraîner des interruptions dans les activités d’ingénierie, des difficultés à maintenir les compétences et à mobiliser la chaîne d’approvisionnement, ce qui nuirait à la maîtrise industrielle et à la performance globale du programme.

L’enjeu majeur consiste à réunir les conditions permettant la décision d’engager le programme, ainsi qu’à définir le cadre juridique et financier nécessaire à sa réalisation.

Pour atteindre cet objectif, plusieurs actions ont été engagées :

• consolidation des estimations de coûts et du planning sur la base d’un design suffisamment mature ;
• renforcement de la stratégie industrielle dans une approche partenariale avec nos principaux fournisseurs ;
• envoi de la notification à la Commission européenne pour le dispositif de structuration du programme conformément à la réglementation sur les aides d’État ;
• obtention des autorisations administratives dans un calendrier compatible avec celui du programme.

Une fois le projet lancé la trajectoire financière d’EDF et la rentabilité du projet pour EDF seront exposés au risque de maîtrise des coûts et du planning de construction.

Risques relatifs aux EPR Sizewell C (Royaume-Uni)

Le risque du Groupe en tant qu’actionnaire de Sizewell C non contrôlant est limité à son engagement de financement plafonné à 1,1 Md£. En tant que fournisseur du design, de la chaudière et de la turbine, le Groupe porte les risques qui lui incombent en application des clauses contractuelles et dans les limites définies par celles-ci.

Ce chantier contribuera à pérenniser les compétences, à capitaliser sur le retour d’expérience et à générer des effets d’échelle au profit du programme EPR2 en France.

Nouvelle organisation des activités nucléaires

Les deux évolutions majeures dans l’organisation (voir la section 1.4.1.1.1 « Organisation et gouvernance nucléaire ») sont : 

• le renforcement de la maîtrise d’ouvrage nouveau nucléaire positionnée au niveau du Comité exécutif au sein d’une direction directement rattachée au Président-Directeur général. La maîtrise d’ouvrage assure le pilotage stratégique des programmes nouveau nucléaire et garantit l’atteinte des résultats – sûreté, qualité, coûts et délais des projets ;
• le renforcement de la maîtrise d’œuvre nouveau nucléaire et la Direction Supply Chain dotant ainsi la maîtrise d’œuvre nouveau nucléaire des moyens pour réussir l’exécution du programme EPR2. La maîtrise d’œuvre pilote et assure la construction des grands projets nucléaires selon le cadre et les objectifs de sécurité, sûreté, qualité, délais et coûts, jusqu’au transfert aux équipes d’exploitation.

Actions de renforcement de la compétitivité

Le Groupe EDF s’est engagé pour améliorer la compétitivité des projets de nouveau nucléaire, notamment, par :

• des gains d’efficience de l’ingénierie et de l’usage de la donnée ;
• de standardisation des équipements et de préfabrications ;
• un plan de compétitivité avec les fournisseurs principaux.

Plan de vigilance et enjeux RSE

La maîtrise des projets prend en compte, conformément au plan de vigilance d’EDF, leurs impacts potentiels sur les droits humains, l’environnement, la santé et la sécurité sur l’ensemble de la chaîne de valeur, ainsi que les enjeux RSE de dialogue et de concertation avec les parties prenantes, d’éthique et de gestion responsable du foncier (voir le chapitre 3 « État de durabilité et Plan de vigilance »).

1B – Non-respect des objectifs d’exploitation et/ou de poursuite de fonctionnement des parcs nucléaires (France et Royaume-Uni)

CRITICITÉ : 

En France, le parc de réacteurs nucléaires actuellement exploités par le Groupe est très standardisé (voir la section 1.4.1.1.2.1 « Le parc nucléaire d’EDF en France et son exploitation »). Le Groupe vise à poursuivre l’exploitation de son parc nucléaire en France significativement au-delà de 50 ans. Pour cela, le Groupe a élaboré un important programme de travaux, appelé « Grand Carénage ».

Au Royaume-Uni, le parc est composé de réacteurs avancés au gaz (RAG) et d’un réacteur à eau pressurisée (REP) de Sizewell B :

• pour le parc de réacteurs avancés au gaz, l’objectif est de poursuivre l’exploitation de Heysham 1 et Hartlepool jusqu’à 2028 et de Heysham 2 et Torness jusqu’à 2030 ;
• pour le réacteur à eau pressurisée (Sizewell B), l’objectif est de poursuivre son fonctionnement 20 ans supplémentaires après les 40 ans actuellement prévus (voir la section 1.4.5.1.2.2 « La production nucléaire »).

La réalisation de l’un des risques décrits ci-dessous pourrait entraîner des coûts supplémentaires importants, une baisse de la production d’électricité, une baisse des revenus et un impact négatif sur la situation financière du Groupe et sur la valorisation de ses actifs nucléaires.

Parc nucléaire en France

• La standardisation du parc nucléaire a pour corollaire le risque d’un dysfonctionnement commun à plusieurs réacteurs (voir la section 1.4.1.1.2 « Production nucléaire d’électricité en France »).
• Le Groupe pourrait être confronté à des réparations génériques ou des modifications lourdes et coûteuses à effectuer sur tout ou partie du parc nucléaire. Des évènements ayant un impact sur le fonctionnement du parc ou sur sa production pourraient également survenir et entraîner un arrêt momentané ou la fermeture de tout ou partie de celui-ci.
• Pour chaque réacteur, lors des réexamens périodiques décennaux, EDF réalise des études et met en oeuvre des modifications, en vue d’améliorer le niveau de sûreté et de démontrer l’aptitude de chaque réacteur à fonctionner 10 années supplémentaires. Après remise du rapport de conclusions du réexamen de chaque réacteur, l’ASNR prend position sur les dispositions prises par l’exploitant et peut édicter des prescriptions complémentaires.
• Des aléas peuvent concerner un retard dans l’instruction des autorisations requises pour l’engagement des opérations. Ils peuvent également concerner des retards de fabrication ou de livraison sur site de nouveaux équipements ou de réalisation des interventions sur les sites dans un contexte de forte densité d’opérations industrielles à mener concomitamment.
• Des risques d’écarts sur des composants, équipements ou parties d’équipements livrés par les prestataires et fournisseurs d’EDF (voir la section 7.1.5 « Litiges ») pourraient conduire à une justification ou correction des écarts et, le cas échéant, à des prolongations d’arrêts du parc nucléaire. EDF a mis en place un plan de prévention et de lutte contre les contrefaçons, les falsifications et les fraudes dans les usines de fabrication d’équipements destinés aux centrales nucléaires.
• La situation de forte modulation, rencontrée depuis 2024, pourrait entraîner des coûts supplémentaires de maintenance.

Parc nucléaire au Royaume-Uni

• Au Royaume-Uni, compte tenu de la technologie des réacteurs RAG et des règles de sûreté nucléaire applicables, EDF Energy pourrait ne pas obtenir de l’Office for Nuclear Regulation (ONR) les autorisations nécessaires le moment venu pour exploiter ses réacteurs nucléaires existants jusqu’à la date de fin d’exploitation actuellement prévue (RAG) ou envisagée (REP de Sizewell B), ou pourrait obtenir ces autorisations à des conditions entraînant pour le Groupe des dépenses ou des investissements significatifs.

Autres parcs nucléaires

• Pour les réacteurs nucléaires où EDF n’est pas en charge de l’exploitation, mais possède des participations financières (Belgique, Chine), le Groupe est également exposé financièrement à des risques. Le Groupe peut être amené à contribuer à hauteur de sa participation à des réparations ou modifications coûteuses à effectuer sur ces unités ou à des évènements pouvant avoir des impacts sur leur durée de fonctionnement, leur production ou leur disponibilité. Le Groupe est également exposé sur la valeur de ses actifs.

Autres risques

• Un accident nucléaire grave à l’extérieur du Groupe, mais ayant des conséquences étendues dans le monde pourrait entraîner de la part des autorités de sûreté de nouvelles exigences de mise à niveau des réacteurs et applicables aux réacteurs du Groupe, et à ceux dans lequel le Groupe dispose d’une participation.

Les plans d’actions sont portés par les équipes opérationnelles d’ingénierie et d’exploitation du parc nucléaire.

En France, notamment, elles s’inscrivent dans le cadre du projet START 2025 et du Programme Grand Carénage (voir la section 1.4.1.1.2.1 « Le parc nucléaire d’EDF en France et son exploitation ») et dans le cadre de la nouvelle organisation des activités nucléaires (voir la section 1.4.1.1.1 « Organisation et gouvernance nucléaire »). Les plans d’actions comportent en particulier :

• le réexamen périodique effectué lors des visites décennales qui permet de renforcer le niveau de sûreté en prenant en compte, d’une part, les meilleures pratiques internationales et, d’autre part, l’état des installations, l’expérience acquise au cours de l’exploitation et l’évolution des connaissances et des règles applicables aux installations similaires  ;
• une stratégie de contrôle et de réparation de l’ensemble de ses réacteurs régulièrement actualisée sur laquelle l’ASNR donne sa position.

Au Royaume-Uni, la maîtrise du risque repose sur :

• des interactions en cours avec le régulateur concernant les dossiers de sûreté relatifs à la durée de vie des installations, l’évaluation par le régulateur et les exigences associées aux autorisations ;
• le programme d’exploitation à long terme de Sizewell B avec un dossier de justification technique et commerciale en appui à la décision relative au programme d’investissement requis pour la prolongation de la durée d’exploitation ;
• le réexamen, en tant que de besoin, de la durée de vie des réacteurs RAG et les actions de préparation du retrait du combustible en cas de fermeture anticipée ;
• des stratégies de surveillance et de maintenance préventives des installations pour permettre une prise en compte précoce des problèmes pouvant entraîner une perte de production.

1C – Atteintes au patrimoine, notamment attaques cyber

CRITICITÉ : 

Le Groupe est exposé à des risques de défaillances ou d’atteintes à son patrimoine matériel ou immatériel, incluant son système d’information. Ces risques peuvent notamment provenir d’actions malveillantes, y compris cyber.

Atteinte au patrimoine

Le patrimoine du Groupe est constitué de ses personnels, des actifs matériels et immatériels. Les principaux risques sur son patrimoine sont :

• des actes de malveillance de toute nature, ou une situation de crise (conflits, attentats…) dans des zones où le Groupe exerce ses activités, avec des conséquences négatives sur l’activité opérationnelle, la situation financière, juridique, patrimoniale ou la réputation du Groupe ;
• des lois et réglementations relatives à la protection des sites sensibles et infrastructures critiques plus contraignantes.

Atteinte à la cybersécurité des systèmes d’information

Il s’agit de la perturbation ou l’arrêt d’un processus métier, l’altération, l’indisponibilité, la perte ou la divulgation d’informations consécutivement à un évènement cyberattaque majeure, action malveillante ou conséquence d’une imprudence ou erreur humaine, activité d’espionnage.

Ce risque est en augmentation pour les raisons suivantes :

• le contexte géopolitique actuel ;
• l’augmentation et de la professionnalisation des menaces ;
• l’accélération de la transformation numérique des processus métier ;
• l’augmentation de la surface d’exposition de nos systèmes d’information – fonctionnement en entreprise étendue, dépendance croissante aux solutions externes (Cloud, SaaS…), adoption de nouvelles technologies (IA, IOT…) et de l’obsolescence de certains composants de notre SI.

Atteintes au patrimoine

L’importance vitale de la production du Groupe et l’ampleur des conséquences matérielles négatives potentielles ont conduit à mettre en place progressivement un dispositif sur l’ensemble de la chaîne sécuritaire de la détection à l’intervention protectrice en passant par le diagnostic, la dissuasion et la prévention.

Ce dispositif est structuré par :

• une politique Sécurité du Patrimoine face à la malveillance ;
• une organisation adaptée à tous les niveaux du Groupe ;
• des procédures relatives à la protection des personnes, des actifs immobiliers, des actifs immatériels, des instructions et des outils.

En 2025, les principales actions au titre de la protection du patrimoine sont :

• une préparation à la déclinaison des directives NIS V2 (Network & Informations Security) en lien avec l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’information et REC (résilience des entités critiques) en lien avec notre autorité de tutelle et la finalisation de la mise en conformité à la réglementation PCMNIT (protection et contrôle des matières nucléaires, de leurs installations et de leur transport) ;
• un pilotage et une animation de la filière par le Comité directeur de la filière sécurité composé des Responsables de Sécurité du Patrimoine de niveau Comité exécutif ;
• des actions d’acculturation, notamment via la réalisation du e-learning « Pass Protection Cyber » et l’intervention de la DGSI dans les métiers pour les sensibiliser à la protection du patrimoine ;
• la souscription à un nouveau contrat d’assistance sécuritaire pour répondre aux obligations légales du groupe EDF de protéger ses salariés à l’international (mission courte durée et expatriation) ;
• l’actualisation du Plan de continuité d’activité de la Direction de la Sécurité et de l’Intelligence Économique et sa mise en pratique lors d’un exercice de crise Groupe.

Atteinte à la cybersécurité des systèmes d’information

Ce dispositif est structuré notamment par  :

• une politique Sécurité des systèmes d’information ;
• une organisation adaptée à tous les niveaux du Groupe avec la création notamment du centre d’excellence cyber ;
• une charte des ressources informatiques et télécommunications qui s’applique à tous les utilisateurs (salariés ou partenaires) des systèmes d’information EDF SA et intégrés au règlement intérieur de la Société ;
• une Instruction Groupe Protection des données personnelles qui décline les exigences du RGPD dans le cadre de la politique Éthique et Conformité Groupe.

Les principales actions identifiées sur 2025-2026 portent sur :

• la mise en œuvre des orientations définies à la suite du diagnostic interne de 2023 : le renforcement du pilotage, la standardisation, le développement des activités de cyber opérationnelle, le renforcement de l’intégration des systèmes d’information industriels dans la cybersécurité du Groupe, la sensibilisation accrue à la cybersécurité et à la protection des informations ;
• l’amélioration et l’industrialisation des capacités de réponses en cas d’attaque réussie : adapter la gestion de crise, renforcer l’anticipation notamment sur la reconstruction ;
• le regroupement au 1^er janvier 2025 des compétences des fonctions centrales et d’expertises cyber, pour une maîtrise globale et homogène des processus et l’appui au Groupe, tout en maintenant un maillage de proximité ;
• la reconnaissance par l’ANSSI (Agence nationale de la sécurité des systèmes d’information) des compétences du Groupe en matière de cybersurveillance (qualification PDIS – Prestataires de détection d’incidents de sécurité).

1D – Atteinte à la sécurité ou à la santé au travail (salariés et partenaires)

CRITICITÉ : 

Les salariés constituent un enjeu de premier ordre pour le Groupe et ses partenaires. En raison de la nature industrielle et la diversité de ses activités, le respect des règles en matière de santé et de sécurité et la prise en compte des risques susceptibles de porter atteinte aux personnes intervenant sur les sites du groupe est une priorité.

Le risque d’accidents du travail ou de maladies professionnelles ne peut être exclu des domaines d’activité du Groupe, y compris sur toute la chaîne de valeur.

• Mise en œuvre des moyens nécessaires pour être en conformité avec les dispositions légales et réglementaires relatives à la santé et à la sécurité dans les différents pays dans lesquels le Groupe exerce ses activités.
• Actions à l’échelle du Groupe :

• > définition et promotion des règles vitales et du cadre de référence BEST – Bâtir ensemble l’excellence en santé sécurité au travail,

• > pour le management de la santé sécurité : organisation d’un temps « Stop sécurité » annuel pour mener dans chaque équipe, des réflexions collectives visant à améliorer et renforcer les plans d’action sécurité sur le terrain.

• Actions à l’échelle de chaque entité du Groupe : plans d’actions visant à améliorer en permanence la sécurité et la santé au travail.

1E – Continuité opérationnelle des chaînes d’approvisionnement et des relations contractuelles

CRITICITÉ : 

L’accès à des matières, produits et prestations critiques pour le Groupe peut être menacé du fait de marchés à surface réduite, de l’évolution de l’offre industrielle, l’accroissement de la concurrence des nouveaux usages, des réglementations (barrières & contrôle des exportations) et/ou de tensions géopolitiques.

Le Groupe est exposé :

• à la bonne exécution et la pérennité opérationnelle des chaînes d’approvisionnement et des relations contractuelles avec ses fournisseurs ;
• au risque capacitaire, de disponibilité et de volatilité des prix (rupture ou tension d’approvisionnement) ;
• au risque logistique relatif aux matières, matériels ou prestations qu’il achète pour les besoins de ses métiers ;
• aux risques portant sur les délais et la qualité des produits, qui en résultent.

Ces difficultés pourraient limiter la capacité du Groupe à atteindre ses objectifs d’exploitation et de développement, ce qui pourrait avoir un effet négatif matériel sur les performances financières et la position concurrentielle du Groupe.

Accès à des matières, produits et services critiques pour le Groupe

La rareté ou les conditions d’accès à certaines matières premières, produits et services peuvent être rendues critiques pour le Groupe en raison de limitations d’ordre géologique, géopolitique, industriel, réglementaire ou concurrentiel, particulièrement dans un contexte de transition énergétique.

Certaines situations de crise (crise sanitaire, conflit) peuvent également accentuer ou générer des difficultés d’accès à certains produits, matières ou services nécessaires aux activités du Groupe et rendre particulièrement complexe l’exécution de certaines prestations, voire conduire à différer leur réalisation.

Les facteurs de risques géopolitiques sont en augmentation et pourraient accroire les risques de dépendance industrielle ou IT sur toute la chaîne de valeur.

Les panels de fournisseurs

Le Groupe dépend actuellement, pour certains domaines, d’un nombre limité d’acteurs industriels disposant de compétences spécifiques et de l’expérience nécessaire. Elle crée un risque d’exposition pour le Groupe à la défaillance de l’un ou plusieurs de ces fournisseurs ou de prestataires disposant de compétences spécifiques.

Relations contractuelles et partenariats

Les relations avec les partenaires associés à EDF dans la réalisation des projets peuvent également être source de difficultés. Les tensions commerciales mondiales pourraient avoir des impacts sur la conduite de certaines activités du Groupe et des projets.

Ces risques peuvent être exacerbés par les conflits opposant les nations ou les blocs de nations entre elles.

Accès à des matières, produits et services critiques pour le Groupe

Une gestion précise des matières, produits et services critiques pour le Groupe, leurs origines et des alternatives possibles est mise en œuvre. La maîtrise des conditions d’extraction, de transformation, de conditionnement ou de mise à disposition des matières premières ou semi-ouvrées pour les besoins du Groupe, peut faire l’objet de dispositions de maîtrise des exigences réglementaires et de devoir de vigilance renforcées.

Les panels de fournisseurs

Le Groupe a mis en place une politique Fournisseurs pour garantir la performance des projets, sécuriser leurs approvisionnements et limiter les risques liés aux défaillances fournisseurs et les crises qualité.

Le Groupe met en œuvre des actions concernant notamment l’amélioration des processus de sélection et qualification des fournisseurs, en intégrant les droits de travailleurs et les droits humains (voir la section 3.3.3 « ESRS S2 - Travailleurs de la chaîne de valeur »).

Le Groupe a mis en place un « plateau politique Fournisseurs » pour coordonner les actions des entités internes impliquées dans la relation avec les fournisseurs.

Parmi les actions de maîtrise concernant le maintien du panel de fournisseurs, on peut citer :

• le pilotage resserré des catégories d’achat avec une vision capacitaire des fournisseurs et un suivi rapproché des fournisseurs stratégiques ;
• les démarches d’accompagnement menées auprès de nos fournisseurs afin de les accompagner dans l’amélioration de leur performance opérationnelle ;
• le Fonds France Nucléaire 2 (FFN2) qui a pour objectif de traiter les besoins de financement et d’accompagnement des entreprises du secteur nucléaire (PME et ETI disposant d’un savoir-faire important dans le nucléaire).

Relations contractuelles et partenariats

Le Contract Management assure une gestion renforcée des contrats conclus avec les fournisseurs par la mise en œuvre, à chaque étape, d’actions de vigilance pour assurer la maîtrise des opérations, des délais et des coûts associés.

En réponse aux dispositifs réglementaires et législatifs adoptés par certains pays dont les États-Unis et la Chine, et afin d’assurer sa conformité à ces lois et décisions, le groupe EDF a mis en place les organisations adaptées et a pris des mesures de sauvegarde nécessaires, notamment dans le cadre de l’organisation de ses projets nucléaires, en particulier au Royaume-Uni.

Enfin, la construction d’une relation partenariale solide avec nos grands fournisseurs est essentielle pour sécuriser nos approvisionnements et créer de la valeur partagée. Cette approche favorise la confiance, l’innovation et la performance durable. En intégrant une vision long terme, nous renforçons notre compétitivité et notre résilience face aux évolutions du marché. Cette approche partenariale est déclinée dans la Politique fournisseurs du Groupe EDF.

1F – Atteinte à la sûreté hydraulique

CRITICITÉ :

La sûreté hydraulique est constituée de l’ensemble des dispositions prises lors de la conception des aménagements et durant leur exploitation pour assurer la protection des personnes et des biens contre les dangers dus à la présence ou au fonctionnement des ouvrages.

Les ouvrages hydrauliques du Groupe présentent des risques spécifiques aux conséquences potentiellement très graves : rupture, débordement lors de crue, manœuvres d’exploitation.

La sûreté hydraulique est la préoccupation majeure et permanente du producteur. Elle comporte trois activités principales :

• la prévention du risque majeur que représente la rupture d’un ouvrage hydroélectrique, par la surveillance et la maintenance des ouvrages sous le contrôle des services de l’État, en France, principalement des Directions régionales de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) ;
• la gestion des ouvrages durant les périodes de crues, pour assurer la sécurité des installations et des populations ;
• la maîtrise des risques liés à l’exploitation : variations de niveau des plans d’eau ou de débit des cours d’eau à l’aval des ouvrages.

EDF pratique une surveillance et une maintenance régulières de ses barrages, notamment par une auscultation continue. Le relevé et l’analyse en temps réel, sur chaque site, de multiples données (mesures de tassements, de pression, de fuites, conjuguées à l’inspection visuelle des ouvrages et au contrôle des parties mécaniques, etc.) permettent à EDF d’établir régulièrement un diagnostic sur l’état des barrages exploités. À Grenoble et à Toulouse, les équipes d’EDF analysent à distance et si besoin en temps réel, grâce à une série de capteurs, les barrages les plus importants ou les plus difficiles d’accès.

De plus, pour chacun des « grands barrages », au titre de la réglementation française, une étude de danger comprenant un examen exhaustif est réalisée tous les 10 ou 15 ans (respectivement pour un barrage de classe A et un barrage de classe B). Cette étude demande de réaliser un examen exhaustif de l’état des ouvrages qui nécessite une vidange ou une inspection des parties immergées avec des moyens subaquatiques. Ces opérations sont effectuées sous le contrôle rigoureux des services de l’État (Service de contrôle et de sécurité des ouvrages hydrauliques au sein de chaque DREAL).

Au niveau organisationnel, l’Inspecteur général de la sûreté hydraulique établit chaque année un rapport destiné au Président-Directeur Général d’EDF, auquel il rapporte directement, ainsi qu’aux acteurs de la sûreté hydraulique (voir la section 1.4.1.3.1.3 « La sûreté hydraulique »). Ce rapport a pour objectif, après un travail d’analyses, d’inspections et d’évaluations menées par l’inspecteur de la sûreté hydraulique, de donner un avis sur le niveau de sûreté hydraulique des installations du Groupe et de fournir des pistes de réflexion et de progrès pour en garantir l’amélioration et la consolidation. Ce rapport est rendu public sur le site internet du Groupe.

1G – Risque de black-out

CRITICITÉ :

Le système électrique français pourrait être confronté à un black-out, un incident réseau généralisé, d’ampleur significative, dans lequel le Groupe pourrait se trouver impliqué même si le ou les évènements l’ayant causé se produisaient sur des équipements non exploités par EDF et/ou étaient imputables à un tiers.

Les causes potentielles d’un black-out résultent la combinaison de phénomènes à dynamique rapide :

• perte brutale et concomitante de plusieurs actifs de production ou baisse brutale d’un volume important de consommation ;
• avaries en cascade sur le réseau de transport national ou sur des réseaux voisins ou sur les interconnexions.

L’initiateur est généralement une panne importante d’un équipement essentiel de transport ou plus rarement de production, dans des circonstances particulières et aggravantes, qui génère par sollicitation des protections automatiques la mise hors service rapide d’une partie significative des équipements de réseau et/ou de production du système électrique.

Le black-out du 28 avril 2025 sur la péninsule ibérique montre la complexité croissante du maintien de la stabilité du réseau, avec la réduction de l’inertie du système et l’accroissement de la production intermittente.

Une éventuelle mauvaise tenue de la tension en certains points du réseau peut entraîner des déclenchements de groupes de production en cascade, et provoquer un incident généralisé. Les analyses détaillées de l’évènement ibérique montrent que le risque d’incident réseau de grande ampleur est en augmentation, et concerne potentiellement tous les pays européens. La situation surcapacitaire en France et en Europe pourrait constituer un facteur d’augmentation de ce risque.

De telles ruptures d’alimentation non prévisibles pourraient :

• créer une grande désorganisation de tout ou partie du pays, pour une durée de plusieurs heures voire plusieurs jours en fonction de l’ampleur de l’incident ;
• générer un impact négatif sur la réputation du Groupe auprès de ses clients et ses parties prenantes ;
• avoir un impact sur la situation financière du Groupe.

La maîtrise et la prévention de ce risque sont au cœur de la mission de RTE, gestionnaire de réseau de transport exclusif en France, responsable 24h/24 du pilotage du système électrique français et de l’équilibre en temps réel entre l’offre et la demande d’électricité. Cette responsabilité couvre la gestion de la tenue de la fréquence ainsi que celle de la tension sur le réseau de transport sur l’ensemble du territoire métropolitain continental pour lesquelles RTE contractualise avec les producteurs. Les moyens mis en œuvre par RTE s’inscrivent dans le cadre défini par les pouvoirs publics et dans le respect des politiques communes aux gestionnaires de réseau de transport européens et établies dans le cadre de l’ENTSOE (European Network of Transmission System Operators for Electricity). RTE met également en place et contractualise avec les producteurs les conditions de reconstitution du réseau en cas de black-out.

La contribution d’EDF SA à la maîtrise de ce risque réside dans son engagement à :

• veiller à programmer un fonctionnement de ses installations de production qui corresponde au plus près aux besoins de son portefeuille de clientèle (consommateurs finaux plus solde des ventes moins achats en gros) ce à quoi l’incite son contrat de responsable d’équilibre ;
• garantir la conformité des performances de ses centrales et des automatismes associés aux normes et obligations réglementaires (capacités constructives des équipements) ;
• répondre aux appels d’offres de RTE pour la constitution des réserves et respecter les engagements contractuels pris avec le RTE dans ce cadre ;
• respecter les engagements contractuels pris avec le RTE dans l’ensemble des contrats relatifs aux services système et à l’équilibrage et contribuer ce faisant au maintien de la fréquence et de la tension ;
• contractualiser avec RTE pour permettre une planification coordonnée des arrêts de groupes de production et des interventions sur le réseau.

1H – Risque d’insuffisance d’offre pour répondre à la demande au périmètre d’EDF

CRITICITÉ : 

Une situation de moindre production du parc nucléaire conjuguée notamment avec une absence de vent et/ou une forte demande en électricité peut créer un risque d’insuffisance de l’offre au regard de la demande au périmètre d’EDF.

Ce risque pour l’hiver 2025-2026 est en forte baisse par rapport aux trois hivers précédents en raison notamment d’une très bonne disponibilité hivernale prévisionnelle des centrales nucléaires d’EDF et d’une consommation restée atone depuis la crise de 2022.

Cependant, compte tenu de la thermo-sensibilité de la consommation d’une partie des clients d’EDF, un risque de déséquilibre pendant un épisode de grand froid combiné à une situation de faible vent affectant la production éolienne et la liquidité des marchés court terme pourrait apparaître. Ce risque n’est donc pas anticipable au-delà de quelques jours, en fonction des prévisions météorologiques.

En cas de situation de déséquilibre avéré :

• EDF peut être amenée à acheter sur les marchés de gros des volumes d’énergie très importants à des prix très élevés ;
• si la liquidité sur les marchés s’avérait insuffisante, les risques financiers seraient majorés car dépendants du prix de règlement des écarts dus dans le cadre du contrat responsable d’équilibre, qui peuvent être bien plus élevés que les prix des marchés ;
• des conséquences en termes d’image sont possibles, si la situation conduisait RTE à des délestages dans le cas où le déséquilibre serait imputable à EDF.

La concrétisation d’un déséquilibre entre l’offre et la demande pourrait entraîner des coûts imprévus importants pour le Groupe, avoir un impact significatif sur ses performances financières, et pourrait causer des dommages réputationnels sérieux si un tel évènement entraînait des interruptions de service affectant les clients, compromettant ainsi la confiance des parties prenantes et la position du Groupe en tant que fournisseur d’énergie fiable.

La principale action de maîtrise, compte tenu de la vulnérabilité d’EDF face au risque de déséquilibre saisonnier offre/demande, est l’obtention d’une bonne disponibilité hivernale du parc de production d’EDF et une gestion préservant les ressources (notamment hydraulique) pour une utilisation hivernale. Cela suppose en particulier une bonne maîtrise de la durée des arrêts de tranches nucléaires tout particulièrement à l’entrée de l’hiver et des indisponibilités fortuites minimisées.

En 2024, la production nucléaire a rebondi, à 361,7 TWh. En 2025, elle a atteint 373 TWh, + 3,1 % (+ 11,3 TWh) par rapport à 2024, confirmant la poursuite de l’amélioration constatée.

1I – Atteinte à la sécurité industrielle et impact sur le patrimoine environnemental dont la biodiversité

CRITICITÉ : 

Le Groupe exploite ou a exploité, des installations qui, dans le cadre de leur construction, de leur fonctionnement ou de leur démantèlement, peuvent être à l’origine d’évènements chroniques ou incidentels, ou d’accidents industriels pouvant donner lieu à des impacts environnementaux (atteinte à la biodiversité, risques de pollution de l’air, des sols, de l’eau) ou sanitaires.

Toutes les installations et tous les projets du Groupe sont concernés par les questions de maîtrise des pollutions potentielles ou d’atteinte à la biodiversité. Les principales thématiques portent sur les prélèvements d’eau, les rejets liquides (pollutions, températures), et les rejets dans l’atmosphère (poussières, SO_x, NO_x) en lien avec le changement climatique, la protection de la biodiversité et la maîtrise de la production de déchets. C’est le cas en particulier en France où EDF est utilisateur de ressources foncières ou naturelles de première importance. L’enjeu est d’autant plus important que les évolutions réglementaires introduisent des exigences renforcées en matière de protection de la biodiversité, de maîtrise des pollutions, et plus généralement de maîtrise de l’ensemble des impacts sur l’environnement.

Le Groupe exploite environ 40 installations classées Seveso (seuil haut ou bas) au titre de la directive européenne pour la prévention et la gestion des risques industriels majeurs. Il s’agit essentiellement d’installations de stockage ou d’entreposage de fioul, de gaz ou de produits chimiques.

Voir aussi le chapitre 3 « État de durabilité et Plan de vigilance ».

• Une défaillance de la sécurité industrielle de toute installation industrielle du Groupe peut avoir un impact négatif sur l’activité opérationnelle, la situation financière ou juridique en lien avec le devoir de vigilance, le patrimoine environnemental ou la réputation du Groupe. Une telle défaillance pourrait remettre en cause la capacité du Groupe à répondre à ses enjeux RSE.
• Des accidents survenant dans des installations industrielles voisines, relevant d’autres exploitants et qui ne sont pas soumises au contrôle du Groupe, pourraient avoir un impact sur les installations du Groupe.
• La responsabilité du Groupe pourrait être engagée si les mesures prises pour la sécurité industrielle, pour la protection de l’environnement et la maîtrise de ces risques ne s’avéreraient pas pleinement efficaces.
• En cas d’accident majeur, le Groupe pourrait ne pas être en capacité de maintenir dans la durée, un niveau de couverture au titre des assurances responsabilité civile et dommages souscrites, au moins égal au niveau de couverture existant.

Les risques spécifiques aux installations nucléaires et hydrauliques font l’objet de développements complémentaires dans les sections 2.2.1 « Risques liés à la performance opérationnelle » et 2.2.2 « Risques spécifiques aux activités nucléaires ».

• Les études de maîtrise de risques sont réalisées sur chaque site industriel :

• > elles intègrent le respect de la réglementation, des actions de maîtrise des impacts potentiels sanitaires ou environnementaux et des actions d’amélioration continue de prévention et de protection dans le domaine des sols, de l’eau, de l’air et des effets potentiels sur la santé. Elles intègrent, si nécessaire, des mesures ERC (évitement, réduction, compensation),

• > les études de maîtrise de risques sont réinterrogées et mises à jour dans les délais réglementaires applicables à chaque catégorie d’installations ou lors des évolutions notables des installations ou de leur mode de fonctionnement. Des dispositions de surveillance et de contrôle de sécurité des installations sont mises en œuvre en interne et par les services déconcentrés de l’État lors d’inspections ;

• Le retour d’expérience est pris en compte dans les études de risques et les actions de maîtrise. À titre d’exemple, les arrêtés complémentaires post-Lubrizol relatifs aux stockages des liquides inflammables et aux matières toxiques sont mis en œuvre dans les installations du Groupe soumises à la réglementation des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) ;
• Le réseau RIN (risques industriels et naturels) au sein d’EDF s’assure du suivi, de l’appropriation et de l’intégration des nouvelles exigences sur les sites industriels ;
• Le Groupe mobilise des ressources importantes en faveur de la biodiversité (voir la section 3.2 « Informations environnementales »).

Avec son projet d’entreprise « Ambitions 2035 » qui prolonge sa raison d’être, le groupe EDF entend contribuer à bâtir le système électrique de demain. La réalisation de cette ambition passe par une approche systémique entre les enjeux climatiques, naturels et de transition juste. L’architecture RSE du Groupe incarne cette logique et permet d’ancrer la métamission de décarbonation sans pour autant omettre la dépendance aux ressources naturelles et la capacité des parties prenantes à pouvoir faire la transition.

NOS ENGAGEMENTS RSE

L’état de durabilité correspond aux sections 3.1 à 3.5.

La performance extra-financière est une composante de la performance intégrée du Groupe.

Le Groupe s’est attaché à appliquer les exigences normatives fixées par les ESRS ⁽¹⁾, telles qu’applicables à la date d’établissement de l’état de durabilité. 2025 est la deuxième année d’application de la directive sur un périmètre identique. Selon la directive Omnibus, l’application des normes ESRS révisées et simplifiées est envisagée pour 2026, mais ce calendrier reste susceptible d’évoluer.

Dans certains cas, les difficultés d’accès à des données exhaustives ont contraint le Groupe à recourir au cas par cas pour certaines informations :

• à des limitations de périmètre (voir la section 3.1.1.1 « Périmètre ») opérées sur certaines données. Ces périmètres partiels seront étendus progressivement au périmètre Groupe ;
• à des estimations (voir les sections 3.1.1.3.1 « Estimations concernant la chaîne de valeur » et 3.1.1.3.2. « Sources d’incertitude associées aux estimations et résultats ») qui pourront être affinées à mesure que la qualité des données disponibles s’améliore.

Les informations en matière de durabilité ont été établies en application des exigences légales et réglementaires résultant de la transposition de la directive européenne sur la publication d’informations en matière de durabilité des entreprises (Corporate Sustainability Reporting Directive, « Directive CSRD », UE 2022/2464 transposée en France par l’ordonnance n° 2023-1142 du 6 décembre 2023 et le décret n° 2023-1394 du 30 décembre 2023). Les informations en matière de taxonomie ont été établies en application du règlement 2020/852 du 18 juin 2020 (dit « règlement Taxonomie »), et du règlement (UE) 2021/2139 adopté le 4 juin 2021. Ces règlements ont été complétés en juillet 2021 du règlement (UE) 2021/2178 relatif au contenu et la présentation des informations à communiquer, simplifié en janvier 2026 par la publication du règlement délégué (UE) 2026/73 de la Commission. En mars 2022, des actes délégués complémentaires (règlements (UE) 2023/2485 et 2023/2486) ont été adoptés afin de couvrir certaines activités des secteurs du nucléaire et du gaz. 

3.1.1.1 Périmètre

Principes

S’agissant des indicateurs environnementaux, sociaux et sociétaux, le périmètre couvert par l’état de durabilité est élaboré sur la base du périmètre de consolidation financière du Groupe (voir la section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2025 », note 3 « Périmètre de consolidation »). Ce périmètre englobe EDF SA, ainsi que les filiales contrôlées (intégration globale), conformément aux normes comptables internationales (IAS-IFRS). Le Groupe a conclu que son périmètre de reporting au sens des ESRS correspond à son périmètre de consolidation financière augmenté, pour ceux des indicateurs prescrits par les ESRS, de certains actifs sous contrôle opérationnel, notamment au sein de Dalkia. Les entités acquises au cours de l’exercice sont intégrées, le cas échéant, au périmètre de consolidation financière dans l’année de l’acquisition dès lors que cette acquisition a été réalisée depuis au moins six mois avant la date de clôture.

Les indicateurs de l’état de durabilité reportés sur la chaîne de valeur (gaz à effet de serre Scope 3 uniquement) incluent les participations mises en équivalence et minoritaires à hauteur de la quote-part détenue par le groupe EDF.

Il est à noter que l’ensemble des activités du Groupe relèvent du secteur de l’Énergie. Ce secteur est défini, d’après le règlement délégué (UE) 2023/2772 du 31 juillet 2023 et la classification NACE, comme un secteur à fort impact climatique (secteur de la production et distribution d’électricité).

Périmètre applicable

L’état de durabilité couvre l’ensemble des activités du Groupe, de ses filiales consolidées et de ses implantations géographiques. Il inclut les informations concernant la chaîne de valeur amont et aval qui ont été identifiées comme matérielles lors de l’identification des impacts, risques et opportunités au cours de l’analyse de double matérialité.

Ce rapport n’a fait l’objet d’aucune omission intentionnelle d’information particulière relative à la propriété intellectuelle, au savoir-faire ou aux résultats d’innovations du Groupe. De plus, le Groupe ne fait pas usage de l’exemption de publication d’informations portant sur des évolutions imminentes ou des affaires en cours de négociation, conformément à l’article  19 bis, paragraphe 3, et à l’article 29 bis, paragraphe 3, de la directive 2013/34/UE.

Le tableau ci-dessous liste les indicateurs concernés par un périmètre de collecte partielle pour l’année 2025. La moitié de ces indicateurs sont des indicateurs spécifiques à EDF, que le Groupe travaille à déployer. Tous les indicateurs sont collectés à un large périmètre qui inclut a minima les contributeurs principaux à chacun des indicateurs. Entre 2024 et 2025, la collecte des indicateurs s’est enrichie. Les indicateurs « Nombre et taux d’accidents du travail comptabilisables » et « Préservation et restauration d’espaces naturels  » sont désormais consolidés sur un périmètre Groupe. Les périmètres des indicateurs « Taux d’achats territoriaux », « Audits/évaluations RSE fournisseurs », «  Performance solidarité » et « Pourcentage des salariés exerçant des fonctions à risques formés à la prévention de la corruption » ont été étendus comme explicité dans le tableau ci-dessous. Enfin, l’indicateur « Nombre et surface des sites sensibles sur le plan de la biodiversité  », non collecté en 2024, l’a été en 2025. En fonction des ESRS révisés, le Groupe s’organisera pour collecter ces données au périmètre Groupe dans la démarche initiée en 2024 et qui continuera à progresser dans les prochaines années.

Les totaux des tableaux, présentés dans l’état de durabilité, étant issus de montants non arrondis, des écarts peuvent exister entre ceux-ci et la somme des montants arrondis des éléments dont ils sont constitués.

• (1) ESRS, European Sustainability Reporting Standards.

• * Indicateur spécifique à EDF.
• ** Filiale EDF Production Électrique Insulaire (EDF PEI).

3.1.1.2 Horizons temporels

Les horizons de temps utilisés par le Groupe sont ceux définis dans la norme ESRS 1. L’horizon temporel à court terme correspond à la période de référence des états financiers, l’horizon à moyen terme s’étend de la fin de période de référence à court terme jusqu’à cinq ans et l’horizon long terme correspond aux impacts, cibles ou actions attendues sur une période plus longue que cinq ans. En outre, les cibles sont souvent fixées à l’horizon 2035 en cohérence avec le projet stratégique du Groupe.

Pour le cas particulier de l’analyse des risques climatiques, le groupe EDF utilise des scénarios dont l’horizon peut atteindre 2100 (voir la section 3.2.2.3 « Résilience du modèle d’affaires face au changement climatique : utilisation de scénarios climatiques »).

3.1.1.3 Estimations et sources d’incertitude associées aux estimations et résultats

3.1.1.3.1 Estimations concernant la chaîne de valeur

L’évaluation des impacts et des risques des parties prenantes de la chaîne de valeur du groupe EDF, pour l’ensemble des sujets, et des activités amont et aval du Groupe, a été réalisée sur la base des connaissances internes. Cette analyse se concentre principalement sur les fournisseurs et les clients de premier rang du Groupe. Cette évaluation sera à compléter dans les prochaines années sur la base des rapports de durabilité qui seront produits par les acteurs des chaînes de valeur du Groupe.

S’agissant des données de la chaîne de valeur, pour cette deuxième année, les estimations réalisées concernent uniquement le bilan de gaz à effet de serre (GES) (Scope 3). Ces estimations sont inhérentes aux méthodologies d’estimation des émissions de Scope 3 souvent basées sur des facteurs d’émission standard, à l’absence de consensus sur certaines pratiques de comptabilisation et aux évolutions réglementaires régulières. De plus, un certain niveau d’incertitude peut être attaché aux données d’activité et les facteurs d’émission, qui convertissent les données d’activité en émissions de CO₂, sont eux-mêmes sujets à des variations selon les sources et les contextes d’application. Dans ce contexte, le Groupe a fait ses meilleurs efforts pour être conforme aux meilleures pratiques et méthodologies de place. Pour les autres données qu’il pourrait être pertinent de recueillir à l’avenir en fonction de la matérialité, celles-ci se baseront majoritairement sur les données divulguées dans les rapports de durabilité des fournisseurs et clients du Groupe.

3.1.1.3.2 Sources d’incertitude associées aux estimations et résultats

Les informations de durabilité peuvent être sujettes à une incertitude inhérente à l’état des connaissances scientifiques ou économiques et à la qualité des données internes et externes utilisées (données calculées pour la chaîne de valeur par exemple). Par ailleurs, certaines informations telles que les données prospectives, les données manquantes (notamment relatives aux derniers jours de l’année), et la quantification de certaines informations en matière de durabilité, en particulier environnementales, font l’objet d’estimations et de jugements notamment basés sur l’expérience du Groupe et les référentiels internationalement reconnus en matière de durabilité ainsi que les meilleures informations à disposition à date. Par exemple, pour certaines données environnementales sur certaines installations industrielles spécifiques, des mesures directes ne sont pas possibles et ont nécessité le développement de modèles de calcul sur la base d’un certain nombre de données mesurées.

Ces estimations sont sensibles aux choix méthodologiques ainsi qu’aux hypothèses retenues pour leur établissement. La nature et la portée des estimations mises en œuvre ou limitations de périmètre de collecte opérées au cas par cas sur certaines données sont explicitées dans chaque section concernée de ce rapport, intitulée « Précisions sur les indicateurs », en regard des valeurs 2025 communiquées, c’est par exemple le cas pour les indicateurs relatifs à la consommation et aux prélèvements d’eau (voir la section 3.2.4.2.5 « Indicateurs relatifs aux prélèvements et consommations d’eau »).

3.1.1.4 Changement dans la préparation ou la présentation des informations en matière de durabilité

L’état de durabilité, qui introduit des indicateurs alignés sur les standards européens de durabilité, n’a pas évolué de manière significative en 2025, dans l’attente des normes révisées en lien avec la directive Omnibus.

Dans le cas où des changements de méthodologie ou des corrections d’erreurs matérielles ont impliqué des retraitements d’informations de l’année précédente, la nature des ajustements opérés et leur incidence sur les informations modifiées sont précisées en regard des indicateurs concernés dans les différentes sections de l’état de durabilité (c’est le cas en sections 3.2.2 « ESRS E1 – Changement climatique », 3.2.6 « ESRS E5 – Utilisation de ressources et économie circulaire »).

Deux nouvelles cibles ont été ajoutées à l’état de durabilité : une sur le prélèvement d’eau douce à usage industriel et une autre sur la formation anticorruption des personnes exposées. La cible sur la restauration des sites naturels a été étendue en période et en périmètre.

3.1.1.5 Informations issues d’autres actes législatifs ou cadres d’informations

Pour plus d’informations, voir la section 3.5.1.2 « Tableau de tous les points de données découlant d’autres actes législatifs de l’UE ».

Dans un souci de cohérence et pour éviter toute duplication d’informations, ce rapport s’appuie sur des références spécifiques à des sections pertinentes du document d’enregistrement universel (DEU). Cette approche permet de centraliser les informations tout en facilitant leur accessibilité pour les parties prenantes. L’utilisation de ces références répond également aux exigences de la directive CSRD en matière de transparence, de connectivité et de traçabilité des informations.

L’environnement est au centre des engagements du groupe EDF. Un système de management de l’environnement (SME) est en place pour assurer un impact environnemental le plus faible possible pour les différentes activités du Groupe. Le Groupe a obtenu sa toute première certification ISO 14001 en 2002.

Le SME, s’appuyant sur les instances de gouvernance d’EDF, assure la déclinaison des engagements environnementaux de la politique RSE du Groupe (voir les sections  3.1.2 « Gouvernance », 3.1.3.6 « Politique responsabilité sociétale de l’entreprise » et le chapitre 4 « Gouvernement d’entreprise »).

Conformément aux exigences de la politique RSE, chaque entité du Groupe met en place, dans le respect de l’indépendance de gestion des gestionnaires de réseaux, une démarche de management environnemental adaptée à ses propres enjeux, et définit son organisation et les différents niveaux de responsabilité et d’autorité associées pour respecter ses engagements environnementaux et maîtriser ses risques par la mise à disposition de ressources (humaines et financières) appropriées.

Le fonctionnement du SME est assuré par les processus Groupe et métiers qui permettent d’attester auprès des parties prenantes :

• de la mise sous contrôle des risques environnementaux et de la conformité du groupe EDF à la réglementation et ses engagements : chaque entité établit et met en œuvre un programme ou plan d’action environnemental prenant en compte les engagements du Groupe la concernant, ses aspects environnementaux significatifs, ses obligations réglementaires, en considérant ses risques et opportunités ;
• de l’amélioration de l’efficacité de ses organisations de façon appropriée aux enjeux, chaque entité en étant responsable ;
• de son contrôle interne, des audits internes et externes de son SME et des interfaces avec le SME Groupe ;
• d’un reporting de durabilité obligatoire des activités environnementales des entités : chaque entité collecte et communique à la Direction Impact les informations environnementales requises.

La Direction Impact assure la coordination générale du SME Groupe et les interfaces nécessaires avec EDF et les filiales à travers une animation opérationnelle du management de l’environnement qui implique la participation de chaque entité ayant des impacts environnementaux significatifs de niveau Groupe.

Conformément à la norme internationale ISO 14001 (version 2015), le SME du Groupe est certifié par un organisme externe, l’AFNOR. Tous les sites industriels sont couverts par un SME, et plus de 80 % par un SME certifié.

La dernière campagne d’audits de certification, menée par l’AFNOR sur la période de début avril 2024 à fin mai 2025, confirme que les SME certifiés des entités et filiales mis en œuvre sont efficaces, pertinents et matures et permettent la progression des performances dans tous les domaines de l’environnement. Les engagements environnement intégrés dans la politique RSE (voir la section 3.1 « Informations générales ») se déclinent en politiques structurantes, pertinentes et ambitieuses (eau, carbone, économie circulaire, biodiversité). L’environnement est jugé fortement intégré notamment dans les fonctions support et sur les territoires. La dynamique d’amélioration est forte et étendue en profondeur. Ces audits ont permis d’identifier trois nouvelles non-conformités, celles de la campagne précédente ayant été levées. Les progrès sont principalement attendus sur le suivi des indicateurs dans les plans d’action ou l’exploitation des bilans des audits internes.

• * Directoires environnement ou équivalent

Le bien-être des personnes et le développement de la solidarité sont des enjeux majeurs de la raison d’être du Groupe. Cela concerne aussi bien ses salariés que ses parties prenantes. Les quatre principaux engagements RSE identifiés dans cette famille d’enjeux concernent la sécurité et la santé de tous, l’éthique et les droits humains, l’action en faveur de l’égalité, de la diversité et de l’inclusion et la lutte contre la précarité énergétique et pour l’innovation sociale.

En 2021, le groupe EDF a publié un référentiel ⁽¹⁾ rassemblant les engagements du Groupe ainsi que ses exigences fondamentales vis-à-vis de ses relations d’affaires, en matière de respect des droits humains et des libertés fondamentales, de protection de l’environnement, de garantie de la sécurité et santé des personnes et d’éthique des affaires. Ces engagements droits humains du groupe EDF ont été approuvés et signés par le Président-Directeur Général.

Les engagements s’appliquent aux activités d’EDF SA et de toutes les sociétés qu’elle contrôle, pour l’ensemble des collaborateurs du Groupe, à l’exception de RTE et d’Enedis.

La notion de relation d’affaires inclut les fournisseurs et sous-traitants avec lesquels est entretenue une relation commerciale établie, ainsi que les partenaires dans les projets.

Dans le respect des obligations contractuelles, le manquement à ces exigences, répété et non corrigé après observations, peut entraîner la rupture des relations.

3.3.1.1 Engagements en matière de droits humains

3.3.1.1.1 Respect des standards internationaux

Le groupe EDF ne tolère aucune atteinte aux droits humains et libertés fondamentales, ni dans ses activités, ni dans celles de ses relations d’affaires lorsque leurs activités sont rattachées à cette relation ⁽²⁾.

Standards internationaux

En accord avec les Principes directeurs des Nations Unies relatifs aux entreprises et aux droits humains (UNGP), le groupe EDF s’engage à respecter a minima les standards internationaux de protection et de défense des droits humains et des libertés fondamentales, et en particulier la Déclaration universelle des droits humains, le Pacte international relatif aux droits civils et politiques, le Pacte international relatif aux droits économiques sociaux et culturels et les conventions fondamentales de l’Organisation internationale du travail (OIT). Depuis janvier  2025, le Groupe est membre de l’alliance TISFD (Taskforce on Inequality and Social-related Financial Disclosure) dont l’objectif est d’encourager l’émergence de pratiques économiques favorisant des sociétés plus justes. Cette alliance regroupe une centaine d’organisations de divers secteurs.

Cas de conflit de normes

Dans le cas d’un conflit de normes entre les lois d’un pays où il exerce ses activités et ces standards internationaux, le groupe EDF s’attache à trouver des solutions permettant de se conformer à l’esprit de ces standards internationaux, tout en respectant les lois nationales.

Démarche de vigilance

Pour s’assurer du respect des droits humains et des libertés fondamentales dans le cadre de ses activités, le groupe EDF met en place une démarche de vigilance, pour identifier, évaluer et prévenir tout risque d’atteinte aux droits humains et aux libertés fondamentales. Cette démarche de vigilance est établie conformément à la loi française sur le devoir de vigilance et à partir des recommandations des Principes directeurs des Nations Unies relatifs aux entreprises et aux droits humains.

Personnes vulnérables

Le groupe EDF s’engage à accorder une attention particulière aux impacts de ses activités sur les personnes reconnues comme vulnérables ⁽³⁾ par le droit international des droits humains et à enquêter en toute transparence, impartialité et bonne foi sur toute allégation d’atteinte aux droits humains ou liberté fondamentale liée aux activités exercées par les entités du Groupe, prestataires et sous-traitants.

Cas d’atteinte avérée

Si une atteinte aux droits humains ou libertés fondamentales est avérée dans le cadre des activités exercées par les entités du Groupe, le groupe  EDF s’engage à dialoguer avec les victimes et/ou leurs représentants en vue de remédier à la situation, conformément aux OECD Principles for Multinational Enterprises auxquels le groupe EDF adhère.

Des fiches pratiques pour mieux comprendre les engagements de droits humains du Groupe

Huit fiches thématiques déclinent et contextualisent chaque engagement de droits humains publié dans le document « Droits humains et libertés fondamentales, Sécurité et santé, Environnement, Éthique des affaires : les engagements et exigences du groupe EDF ». Ces fiches, déclinées en cinq langues (français, anglais, espagnol, italien et chinois simplifié), explicitent les engagements du Groupe, les cadres internationaux de référence, les définitions relatives à ces engagements, les principaux facteurs de risques, les principales actions de maîtrise des risques et les outils disponibles le cas échéant. Elles sont disponibles sur l’intranet du Groupe et couvrent les thématiques suivantes :

• les conditions justes et favorables de travail ;
• les forces de sécurité ;
• la lutte contre le harcèlement et la violence au travail ;
• la non-discrimination ;
• la liberté d’association ;
• les populations autochtones ;
• le travail des enfants ;
• le travail forcé.

3.3.1.1.2 Les droits des collaborateurs du Groupe et des travailleurs de la chaîne de valeur

La politique RSE du Groupe couvre également les engagements du Groupe en termes de droits des collaborateurs et des travailleurs de la chaîne de valeur. Ces engagements se traduisent notamment via les éléments décrits ci-après.

Pour plus de détails sur la politique RSE, voir la section 3.1.3.6 « Politique responsabilité sociétale de l’entreprise » et pour la gouvernance, à la section 3.1.2 « Gouvernance ».

Le groupe EDF s’engage à respecter les droits humains internationalement reconnus ci-après, qui représentent les enjeux saillants identifiés dans la cartographie des risques compte tenu de ses activités, et demande à ses relations d’affaires de les respecter.

Les droits des collaborateurs

Le groupe EDF s’engage à respecter les droits humains et les libertés fondamentales en se conformant a minima aux dispositions des normes de l’Organisation internationale du travail (OIT) (voir la section 3.3.1.1.1 « Respect des standards internationaux »).

• (1) https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2023-02/edfgroup_rse_referentiel-ddv-2021_fr.pdf
• (2) www.edf.fr/groupe-edf/agir-en-entreprise-responsable/responsabilite-societale-dentreprise/bien-etre-et-solidarite/droits-humains
• (3) Les personnes, groupes et collectivités vulnérables sont ceux qui sont confrontés à un risque particulier d’être exposés à la discrimination et à des atteintes à leurs droits de l’Homme. Les personnes qui sont désavantagées, marginalisées ou exclues de la société sont souvent particulièrement vulnérables. Le droit international leur accorde une protection particulière, par le biais de traités spécifiques.

Lutte contre les discriminations

En termes de lutte contre la discrimination, le groupe EDF garantit l’équité de traitement des salariés et s’oppose à toute distinction, exclusion ou préférence, qu’elle soit fondée, sur la supposée race, sur la couleur de peau, le genre, l’âge, la religion, l’opinion politique, l’ascendance nationale, l’origine sociale, le handicap, la situation familiale, l’orientation sexuelle ou l’identité de genre. Dans les pays où il opère et pour ses propres activités, le groupe EDF s’investit activement pour l’égalité professionnelle et de traitement à travail égal entre les femmes et les hommes du Groupe et pour développer la mixité dans les équipes de travail à tous les niveaux de l’entreprise. La diversité est encouragée à tous les niveaux des collectifs de travail et les salariés doivent être protégés contre toutes formes de discriminations ou de représailles.

Lutte contre le harcèlement, le sexisme et les violences

Le groupe EDF ne tolère aucune pratique de harcèlement ou de violence sous quelque forme que ce soit sur le lieu de travail ou en dehors de celui-ci, si cette pratique est liée aux relations professionnelles qui ont pu y être nouées. Le Groupe s’engage à lutter et à protéger ses salariés et stagiaires contre toute forme de harcèlement, de sexisme et de violences sur le lieu de travail.

Rejet de toute forme de travail forcé

Le groupe EDF rejette toute forme de travail forcé, tel que défini par les Conventions fondamentales de l’OIT, ainsi que toute forme de trafic d’êtres humains. En particulier, pour les projets et activités mis en œuvre, le Groupe veillera au consentement libre et éclairé des salariés à l’exécution de l’ensemble de leurs missions. Le groupe EDF veille particulièrement à ce que ses intermédiaires et agences de recrutement n’aient pas recours à des pratiques susceptibles de déboucher sur du travail forcé. Le Groupe s’engage à ne pas entraver la libre circulation des travailleurs et veille notamment à ne confisquer en aucun cas les documents de voyage, les papiers d’identité ou tout autre objet personnel des travailleurs.

Rejet de toute forme de travail des enfants

Le groupe EDF rejette toute forme de travail des enfants, tel que défini par les conventions fondamentales de l’OIT. Le Groupe s’engage à n’employer que des personnes âgées d’au moins 15 ans (hors exceptions définies par la convention 138 de l’OIT) et d’au moins 18  ans pour les travaux considérés comme dangereux comme prévu dans la convention de l’OIT.

Liberté d’association, droit à la négociation collective, droits syndicaux

Le groupe EDF respecte la liberté d’association et le droit à la négociation collective définis par l’OIT. Le Groupe reconnaît que tous les salariés sont libres de former et/ou d’adhérer à une organisation de travailleurs de leur choix et n’interfère pas avec ce droit.

Conformément à l’Accord mondial sur la responsabilité sociale et environnementale du groupe EDF, le groupe EDF s’engage à respecter et protéger l’autonomie et l’indépendance des organisations syndicales, dans le respect des législations et réglementations en vigueur. Cet accord vise à garantir l’exercice effectif des droits syndicaux et reconnaît comme interlocutrices et partenaires les organisations syndicales représentatives dans l’entreprise. Le groupe EDF respecte une stricte neutralité quant au choix de ses salariés d’appartenir ou non à un syndicat, et le cas échéant quant au choix du syndicat par lequel ils souhaitent être représentés. Les salariés ne sont pas discriminés en raison de leur affiliation et/ou activités syndicales. Le groupe EDF prévoit notamment un nombre d’heures dédié à l’exercice des fonctions et mandats syndicaux, ainsi qu’un parcours encadré pour les salariés exerçant des mandats représentatifs et/ou syndicaux. Le groupe EDF interdit tout harcèlement, intimidation, sanction ou discrimination à l’encontre d’un employé en raison d’activités syndicales et ne décourage pas l’employé d’adhérer à des organisations de son choix. Le Groupe respecte le droit à la négociation collective et le rôle des organisations de travailleurs aux fins de la négociation collective.

Durée du travail

Le groupe EDF se conforme aux normes de l’OIT ainsi que toutes les lois et règlements applicables sur la durée du travail dans tous les pays où il est présent.

Rémunération, conditions de travail et avantages sociaux

Le groupe EDF vise à respecter les normes de l’OIT en ce qui concerne la rémunération, les conditions de travail et les avantages sociaux. Le Groupe s’engage à payer un salaire décent qui permette aux salariés et à leur famille de subvenir à leurs besoins essentiels et à fournir une couverture sociale adéquate à l’ensemble de ses salariés. Le groupe EDF veille à ce que ses employés, lorsque leur logement est fourni par l’entreprise, bénéficient de conditions de logement ou d’hébergement décentes, telles qu’elles soient conformes aux normes de l’OIT.

En 2025, l’ensemble des salariés du Groupe perçoivent un salaire décent, conformément aux indices de référence applicables.

Respect de la sécurité et santé de tous

Pour faire face à ses enjeux industriels et commerciaux, le Groupe se doit d’être un employeur et un client socialement responsable et engagé, référent en termes de sécurité et de santé.

Le groupe EDF fait sa priorité n° 1 de la sécurité et de la santé de tous, que ce soit pour nos salariés, stagiaires ou sous-traitants, ou en matière de santé environnementale, de développement de la qualité de l’air, de réduction des nuisances sonores, visuelles ou lumineuses, d’offres commerciales liées au confort et au bien-être. Les entités du Groupe respectent les plus hauts standards définis dans la politique de sûreté nucléaire, le référentiel de sûreté hydraulique et la politique Prévention Sécurité Santé Groupe. Enfin, chaque nouveau projet est analysé sous l’angle de la sécurité et de la santé des personnes qui y participent, et au regard de son impact sur l’environnement et sur la santé des riverains ⁽¹⁾.

La politique Prévention Sécurité Santé du Groupe a été actualisée en novembre 2025 et s’appuie sur un engagement conjointement signé par le Président-Directeur Général et par l’ensemble des membres du Comité exécutif. Cette politique Groupe s’applique à toutes les sociétés contrôlées, dans tous les pays où EDF opère, et à tous. Elle concerne ses salariés comme ses stagiaires et sous-traitants.

Les priorités de la politique sont d’abord d’éradiquer les accidents mortels et les accidents graves, de réduire le nombre global des accidents, de lutter contre l’absentéisme, et d’améliorer la santé physique et psychologique de ses salariés au travail. La politique vise à ancrer dans l’ensemble du Groupe le socle constitué par les règles vitales du Groupe et le cadre de référence du management de la sécurité santé BEST.

Une revue des résultats sécurité santé et de suivi des plans d’action est réalisée régulièrement par le Comité exécutif d’EDF. Un Comité stratégique sécurité santé Groupe pilote le déploiement de la politique.

EDF est engagée pour l’amélioration de la santé physique et psychologique de ses salariés et de ses sous-traitants avec pour priorité absolue de les protéger et d’éradiquer les accidents mortels et graves.

Dans la continuité des démarches menées dans le Groupe en vue d’éradiquer les accidents mortels et graves, notre politique ambitionne de développer une exigence collective de sécurité portée par les salariés du Groupe et les salariés des sous-traitants. Elle renforce la dynamique de progrès en collaboration avec nos prestataires en promouvant la réalisation d’actions communes sur le terrain telles que des visites conjointes et la signature de chartes.

3.3.1.1.3 Les droits des communautés affectées

Le groupe EDF s’engage à ne pas porter atteinte aux droits des communautés locales concernées par ses activités et s’engage également à organiser de façon systématique, et partout dans le monde, une démarche de dialogue et de concertation, transparente et contradictoire, autour de chaque nouveau projet lié à une installation mobilisant un budget de plus de 60 millions d’euros et ayant un impact significatif sur les territoires ou l’environnement.

• (1) Voir notamment le guide BEST des exigences du groupe EDF pour le Management de la Sécurité Santé, et son outil d’autoévaluation.

Le Groupe reconnaît le rôle des défenseurs des droits humains et de l’environnement de tous horizons, aussi bien parmi ses fournisseurs que dans la société civile. Il s’engage à ne pas porter atteinte à l’exercice de leurs droits et veille à identifier les risques pesant sur les défenseurs des droits humains et de l’environnement du fait de ses activités commerciales et à leur permettre de s’exprimer librement sur ses activités.

Le groupe EDF identifie, pour tout projet, les risques d’impacts sur la santé, les conditions de vie et l’environnement des communautés locales, en se référant aux normes de performance de la Société financière internationale (groupe Banque mondiale) et propose les mesures appropriées.

Populations autochtones

Le groupe EDF s’engage à respecter les spécificités et les droits des populations autochtones tels que définis dans la déclaration de l’ONU sur les droits des peuples autochtones (UNDRIP) et dans la convention 169 de l’OIT, qui stipule en particulier que « les peuples autochtones ne peuvent être enlevés de force à leurs terres ou territoires ; aucune réinstallation ne peut avoir lieu sans le consentement préalable – donné librement et en connaissance de cause – des peuples autochtones concernés et un accord sur une indemnisation juste et équitable ».

Conscient des particularités des peuples autochtones, le groupe EDF s’engage à respecter les meilleurs standards internationaux en la matière et, plus spécifiquement, la DNUDPA (Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones), la convention 169 de l’OIT ainsi que les normes de la Banque mondiale. Le Groupe reconnaît notamment les critères de caractérisation des peuples autochtones inclus dans ces standards, notamment « la préexistence » historique et géographique, «  la différence culturelle », « l’auto-identification » et « l’absence de domination ». Le groupe EDF respecte les droits individuels et collectifs des peuples et communautés autochtones, notamment leur droit à l’autodétermination, leur droit à la terre, aux territoires et aux ressources et leur droit au CLIP (consentement libre informé et préalable ou Free Prior and Inform Consent – FPIC) dans le cadre de ses projets et activités, tels que définis par la convention 169 de l’OIT.

Dans le cas où son activité menace ou affecte les moyens d’existence d’une communauté, le Groupe met en place des mesures d’indemnisation et/ou de restauration de ces moyens d’existence a minima au niveau pré-activité.

Le groupe EDF s’engage à respecter et protéger ou à sauvegarder, en accord avec les populations concernées, les héritages culturels, religieux ou patrimoniaux présents sur le foncier utilisé dans le cadre de l’exercice de son activité.

En termes de recours à des forces de sécurité, le Groupe s’engage à assurer la sécurité de ses employés et de ses sites dans le strict respect des droits humains, y compris ceux des communautés locales, et n’autorise pas le recours à la force, sauf fins préventives ou défensives proportionnées à la nature et à la gravité de la menace.

3.3.1.1.4 Les droits des consommateurs et utilisateurs finaux

EDF inscrit son plan de vigilance dans le cadre des Principes directeurs des Nations Unies relatifs aux entreprises et aux droits humains (UNGP ⁽¹⁾), des Principes directeurs de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), des conventions fondamentales de l’Organisation internationale du travail (OIT) et de la Charte internationale des droits de l’homme de l’ONU.

Ce plan de vigilance ainsi que d’autres documents spécifiques aux droits humains ont été considérés pour identifier les impacts, risques et opportunités matériels relatifs aux consommateurs et utilisateurs finaux. Pour plus d’informations sur ces IRO ainsi que les actions de remédiation aux impacts sur les droits humains, voir la section 3.3.5 « ESRS S4 – Consommateurs et utilisateurs finaux ».

Depuis 2022, une personne spécialiste des entreprises et droits humains est dorénavant membre du Conseil de Parties Prenantes du groupe EDF afin de mieux intégrer cette expertise au sein de cette instance (voir la section 3.1.3.2 « Intérêts et points de vue des parties prenantes »).

3.3.1.2 Système d’alerte du groupe EDF

3.3.1.2.1 Champ d’application

La procédure d’alerte éthique, conformité et devoir de vigilance du Groupe s’applique à toutes les entités du groupe EDF.

Pour sécuriser le traitement des signalements et renforcer la confidentialité et la sécurité des données à caractère personnel, le Comité exécutif a mis en place en 2018 une plateforme d’alerte unique pour l’ensemble des signalements relevant de la loi Sapin 2 et de la loi sur le devoir de vigilance ainsi que ceux émanant de salariés et collaborateurs externes, voire de tiers témoins directs, alléguant de faits de harcèlement et discrimination. Cette plateforme bénéficie à l’ensemble des entités du Groupe à l’exception des filiales du domaine régulé, Enedis et RTE qui disposent de leur propre dispositif d’alerte pour respecter leur indépendance de gestion.

Tout alerteur peut choisir d’utiliser la plateforme d’alerte Groupe ou les autres canaux mis à la disposition des collaborateurs (manager, ressources humaines, représentants du personnel, responsable éthique et conformité local, médiateur…).

Le référent de la procédure de recueil et de traitement des signalements du groupe EDF, désigné par le Comité exécutif, est la Direction Éthique & Conformité Groupe (DECG) ⁽²⁾.

Les informations concernant le dispositif d’alerte sont disponibles sur :

• le site internet d’EDF ⁽³⁾, donc accessibles à tous (collaborateurs externes, fournisseurs et sous-traitants et tiers (clients, riverains, etc.). Il est notamment rappelé sur le site, que la procédure d’alerte du Groupe garantit une protection contre toutes mesures de représailles ou mesures discriminatoires, à tout auteur de signalement qui remplit les conditions prévues par la législation en vigueur. Ces points figurent également dans le « Guide support de l’alerteur » ainsi que sur le code de conduite d’EDF ;
• l’intranet, avec une vidéo sur le dispositif d’alerte Groupe, le Guide support de l’alerteur, et le lien vers la plateforme Groupe ;
• les sites, où un affichage est également effectué (« Comment alerter ? ») qui précise quels salariés et collaborateurs peuvent faire un signalement, les faits pouvant être signalés, le respect de la confidentialité et la protection du lanceur d’alerte, ainsi que les modalités de saisine du dispositif d’alerte (deux QR codes permettent d’accéder directement au guide support et à la plateforme externalisée).

En outre, chaque Responsable Éthique et Conformité d’entité (Directions d’EDF et filiales) est en charge de la communication sur la procédure d’alerte auprès des salariés (relais de l’information par le biais de leur propre communauté ou lors d’opérations de sensibilisation, notamment dans le cadre de la semaine « Éthique & Conformité Tous Acteurs »). Concernant les fournisseurs et sous-traitants, le dispositif d’alerte figure dans la charte RSE entre EDF et ses fournisseurs, pièce constitutive du marché.

3.3.1.2.2 Accessibilité de la plateforme

La plateforme d’alerte Groupe, gérée à partir d’un serveur indépendant, déconnecté du SI d’EDF, est accessible en permanence par le site internet du groupe EDF. Son interface est en plusieurs langues (français, anglais, italien, espagnol, allemand, portugais, néerlandais et mandarin) en France et à l’étranger et l’alerteur peut effectuer un signalement dans la langue de son choix.

• (1) United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights.
• (2) Décret du 4 octobre 2022 : le référent a pour mission de recueillir le signalement et d’en assurer le traitement dans le respect de la procédure. Ce référent est désigné par l’entreprise.
• (3) https://www.edf.fr/groupe-edf/agir-en-entreprise-responsable/programme-ethique-et-conformite/dispositif-d-alerte-groupe

En local, il est possible d’effectuer une alerte par écrit, auprès du Responsable Éthique et Conformité ou de la hiérarchie, des ressources humaines et de toutes autres fonctions habilitées dans la note de mise en œuvre locale de l’entité. Pour certains grands projets internationaux, un système d’alerte local est mis en place.

3.3.1.2.3 Dépôt de signalements

La procédure d’alerte du groupe EDF permet de signaler des faits constitutifs :

• d’une violation ou d’une tentative de dissimulation d’une violation de la loi ou règlement, en lien avec le périmètre de responsabilité du groupe EDF ;
• d’une violation ou d’une tentative de dissimulation d’une violation d’un engagement international ratifié par la France, du droit de l’Union européenne ou du code de conduite en lien avec le périmètre de responsabilité du groupe EDF ;
• d’une menace ou d’un préjudice pour l’intérêt général en lien avec le périmètre de responsabilité du groupe EDF ;
• d’un risque ou d’une atteinte grave aux droits humains et aux libertés fondamentales, à la sécurité et à la santé des personnes ou à l’environnement, en lien avec le périmètre de responsabilité du groupe EDF et de ses relations d’affaires.

3.3.1.2.4 Analyse de la recevabilité des signalements

Une fois le signalement saisi, l’alerteur reçoit un accusé de réception dans un délai de 7 jours à partir de cette réception. L’alerteur a la possibilité de faire un signalement de manière anonyme dans les pays où cela est autorisé. Ces signalements anonymes sont recevables dès lors que les éléments factuels sont suffisamment détaillés et précis pour permettre de démontrer la réalité des faits signalés.

Chaque signalement fait l’objet d’un examen de recevabilité par le comité des alertes de la DECG afin de déterminer, avant le lancement de l’instruction des faits signalés, s’il remplit les critères définis à la section 3.3.1.2.3 « Dépôt de signalements » et si le régime de protection adéquat peut être identifié.

Pendant la phase de recevabilité, le destinataire du signalement peut échanger avec l’alerteur et s’appuyer sur des experts (Direction Éthique et Conformité Groupe, Direction Juridique, Responsables Éthique et Conformité, Responsables Devoir de vigilance) afin d’obtenir les informations complémentaires nécessaires à la finalisation de l’analyse de recevabilité.

3.3.1.2.5 Traitement des signalements recevables

Une fois la recevabilité du signalement confirmée, le responsable de l’enquête désigné signe un engagement de confidentialité spécifique et dispose d’un délai maximum de trois mois pour communiquer à l’alerteur des informations sur les mesures envisagées ou prises afin de remédier à l’objet du signalement et sur les motifs de ces dernières.

L’instruction des faits signalés (vérification des faits, interviews des personnes concernées, recherche d’éléments de preuve, etc.) est réalisée avec l’appui d’experts métiers, des responsables éthique et conformité d’entité ou de filiale, de directions support, (Direction Éthique et Conformité (DECG), Direction des Ressources Humaines, Direction de la Sécurité et de l’Intelligence Économique (DSIE), Direction Juridique, Direction de l’Audit…), ou encore, lorsque cela s’avère nécessaire, d’un conseil externe. Ces experts sont soumis aux mêmes obligations strictes de confidentialité (avec la signature préalable d’un engagement de confidentialité).

À l’issue de l’instruction des faits, si la réalité des faits signalés est constatée, un plan d’actions est mis en œuvre. L’alerte ne sera clôturée qu’après la réalisation complète de ce plan d’actions.

3.3.1.2.6 Protection des lanceurs d’alerte : les mécanismes en place pour identifier, signaler et examiner les cas de non-respect/comportements illicites

La procédure d’alerte du groupe EDF a été révisée en 2023 afin de prendre en compte la loi Waserman du 21 mars 2022, transposant en droit français la directive européenne sur la protection des lanceurs d’alerte, ainsi que son décret d’application du 4 octobre 2022. Après validation par les instances compétentes, la procédure d’alerte révisée est entrée en application le 1^er juin 2023.

Cette procédure d’alerte garantit une protection contre toutes mesures de représailles ou mesures discriminatoires, à tout auteur de signalement La Direction Éthique et Conformité Groupe est responsable du pilotage et du suivi de la mise en œuvre de cette procédure, et conserve également des données archivées afin d’assurer la protection du lanceur d’alerte (voir la section 3.3.1.2 « Système d’alerte du groupe EDF »).

3.3.1.2.7 Résultats 2025

Les résultats des alertes sont consolidés et figurent dans le rapport annuel éthique et conformité transmis au Comité exécutif et présenté au Comité de responsabilité d’entreprise du Conseil d’administration d’EDF. La DECG a effectué une consolidation de toutes les alertes recevables effectuées en 2025 au sein du groupe EDF, et Enedis (via le dispositif Groupe ou via tout autre canal).

En 2025, 735 alertes recevables ont été enregistrées (dont 160 dans le dispositif d’alerte Groupe). Plus d’alertes en provenance des filiales ont été reçues par rapport à 2024 preuve de la progression de la connaissance du dispositif dans tout le Groupe. 468 alertes concernent des faits localisés en France et 267 à l’étranger. 180 concernent EDF et 555 les filiales du Groupe. La catégorie harcèlement/discrimination représente 46 % des alertes. En 2025, 65 % des alertes traitées étaient suffisamment circonstanciées pour donner lieu à des actions correctrices ou des sanctions disciplinaires (20 licenciements prononcés pour des faits de harcèlement avérés). 20 % des alertes dont les faits étaient non avérés ont néanmoins donné lieu à des actions d’amélioration des processus.

À noter pour ces résultats 2025 :

• signalements recevables dans le dispositif Groupe : 58 % en 2025 ;
• résultat 2025 des investigations à la suite des alertes : 42 % des investigations sont non avérées, 40  % avérées et 18 % partiellement avérées ;
• les alertes santé-sécurité ont été intégrées dans la catégorie « droits humains » ;
• relation de l’alerteur avec le Groupe (tous canaux confondus) : 81 % salarié, 9 % tiers, 9 % collaborateur extérieur, 1 % collaborateur occasionnel.

Mesures prises à la suite des alertes  (tous canaux confondus) : 59 % correctives, 15 % disciplinaires et correctives, 23 % disciplinaires, 3 cas judiciaires, 2 cas judiciaires et correctives, et 3 cas judiciaires, correctives et disciplinaires.

3.3.1.2.8  Focus sur les incidents graves en matière de droits humains pour les effectifs de l’entreprise

Incidents pour discrimination et harcèlement

Comme expliqué dans la section 3.3.1.2.7 « Résultats 2025 », les alertes pour des faits de harcèlement/discrimination sont suivies dans une catégorie distincte par le système d’alerte. Certains faits de harcèlement/discrimination, remontés ou non par le système d’alerte, peuvent donner lieu à des amendes, pénalités et indemnisation des dommages.

Ces incidents pour harcèlement/discrimination ont engendré des conséquences financières pour EDF. Plus précisément, le montant des indemnisations versées par EDF en 2025, en vertu d’une décision judiciaire devenue définitive, pour les infractions susvisées s’élève à 235 500€ pour discrimination dont harcèlement. Les condamnations pour discrimination et harcèlement moral sont relatives à une discrimination liée à l’âge dans le cadre d’une mise en inactivité d’office prononcée en application de l’art. 4 du SNIEG sur les « longs malades » devenus inaptes à toute activité, à une contestation de déroulement de carrière liée une situation de discrimination liée au sexe ou au handicap. Par ailleurs, deux condamnations font référence à de la discrimination syndicale.

Sont prises en compte les amendes, sanctions et/ou indemnisations effectivement décaissées par une entité du Groupe. Les provisions, ainsi que les condamnations pour lesquelles un appel avec effet suspensif est en cours, sont donc exclues.

Incidents graves recensés en matière de droits humains

Sont collectés le nombre d’incidents graves et plaintes en matière de droits humains affectant les effectifs du Groupe au cours de la période de référence, ainsi que le montant total des amendes, sanctions et indemnisations pour les dommages résultant de ces incidents/plaintes.

Selon les principes directeurs de l’OCDE à l’intention des entreprises multinationales sur la conduite responsable des entreprises, sont notamment compris comme des violations des droits humains dans le cadre du droit du travail les cas de :

• discrimination au travail fondée sur le genre, la race ou l’origine ethnique, la nationalité, la religion ou les convictions, le handicap, l’âge, l’orientation sexuelle, ou d’autres formes pertinentes de discrimination ;
• harcèlement en tant que forme de discrimination spécifique ;
• travail forcé ou obligatoire ;
• traite d’êtres humains ;
• exploitation d’enfants par le travail ;
• manquement au devoir d’établir un environnement de travail sûr et sain ;
• non-respect du droit des travailleurs de constituer des syndicats et des organisations représentatives de leur choix ou de s’y affilier.

Doivent uniquement être prises en compte les violations listées ci-dessus. Sont ainsi exclues les violations liées à une réglementation locale plus contraignante que le droit international. Le Guide interprétatif ONU 2012 concernant le Principe directeur 14 prévoit que « la gravité des incidences sera établie en fonction de leur ampleur, de leur étendue et du fait de savoir si elles sont irrémédiables ou non ». Cela signifie que la gravité de l’incidence (son ampleur) et le nombre d’individus qui sont ou seront concernés (son étendue) entrent tous deux en ligne de compte. L’aspect « irrémédiable » est le troisième facteur important, utilisé ici pour signifier toute limite sur la capacité à rétablir ceux qui sont concernés dans une situation au moins identique ou similaire, à leur situation avant l’incidence négative.

Concernant les conventions de l’OIT opposables, ainsi que les exigences et engagements du Groupe face aux incidences possibles, EDF a établi un référentiel « Droits humains et libertés fondamentales, Sécurité et santé, Environnement, Éthique des affaires » disponible sur le site internet d’EDF ⁽¹⁾.

Il n’y a pas eu d’incident grave recensé en matière de droits humains en 2025. Sont prises en compte les amendes, sanctions et/ou indemnisations effectivement décaissées par une entité du Groupe. Les provisions, ainsi que les condamnations pour lesquelles un appel avec effet suspensif est en cours sont donc exclues. Sont également prises en compte les saisines des Points de contact nationaux (PCN) de l’OCDE.

Plusieurs sujets de conduite des affaires concernent le groupe EDF :

• les dispositifs mis en place pour assurer une pratique éthique des affaires ;
• les relations avec les fournisseurs : la qualité de la relation entre EDF et ses fournisseurs est au cœur de la réussite des activités du Groupe ;
• la gestion de crise et la sûreté : en cas d’évènement exceptionnel, les mesures prises pour gérer les crises peuvent être coûteuses, au-delà des coûts de réparation des dégâts causés par la catastrophe et du manque à gagner correspondant à l’interruption des biens et des services fournis par le Groupe ;
• le lobbying : l’évaluation du lobbying du groupe EDF passe par un processus d’examen annuel qui déclenche, si nécessaire, des actions de suivi.

Lors de l’analyse de double matérialité réalisée en 2023/2024 et après revue en 2025 n’ayant pas conduit à des changements, les IRO suivants ont été identifiés comme matériels :