Société anonyme
au capital de 2 084 365 041 euros
Siège social : 22-30, avenue de Wagram
75382 Paris cedex 08
552 081 317 RCS Paris




Groupe EDF
RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL
AU 30 JUIN 2024
Le Conseil d’administration d’EDF réuni le 25 juillet 2024 a approuvé le présent Rapport financier semestriel et arrêté les
comptes consolidés résumés du semestre clos le 30 juin 2024 qui y sont inclus.

Ce rapport contient des informations relatives aux marchés sur lesquels le groupe EDF est présent. Ces informations
proviennent d’études réalisées par des sources extérieures. Compte tenu des changements très rapides qui marquent le
secteur de l’énergie en France et dans le monde, il est possible que ces informations s’avèrent erronées ou ne soient plus
à jour. Les activités du Groupe pourraient en conséquence évoluer de manière différente de celles décrites dans le présent
Rapport financier semestriel et les déclarations ou informations figurant dans le présent Rapport financier semestriel
pourraient se révéler erronées.

Les déclarations prospectives contenues dans le présent Rapport financier semestriel, notamment dans la section 6 «
Perspectives Financières » du Rapport semestriel d’activité, sont fondées sur des hypothèses et estimations susceptibles
d’évoluer ou d’être modifiées en raison des risques, des incertitudes (liées notamment à l’environnement économique,
financier, concurrentiel, réglementaire, et climatique) et d’autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats
futurs, les performances et les réalisations du Groupe soient significativement différents des objectifs formulés et
suggérés. Ces facteurs peuvent inclure les évolutions de la conjoncture économique et commerciale, de la réglementation,
ainsi que les facteurs exposés à la section 2 « Facteurs de risques et cadres de maîtrise » du Document d’enregistrement
universel du groupe EDF pour l’année 2023.

En application de la législation européenne et française, les entités chargées du transport et de la distribution d’électricité
au sein du groupe EDF ne peuvent pas communiquer certaines des informations qu’elles recueillent dans le cadre de leurs
activités aux autres entités du Groupe, y compris la Direction du Groupe. De même, certaines données propres aux activités
de production et de commercialisation ne peuvent être communiquées aux entités en charge du transport et de la
distribution. Le présent Rapport financier semestriel a été préparé par le groupe EDF dans le respect de ces règles.




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SOMMAIRE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

1. DÉCLARATION DE LA PERSONNE PHYSIQUE ASSUMANT LA RESPONSABILITÉ DU
RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2024

2. RAPPORT D’ACTIVITÉ SEMESTRIEL AU 30 JUIN 2024

3. RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’INFORMATION FINANCIÈRE
SEMESTRIELLE 2024 (PÉRIODE DU 1er JANVIER AU 30 JUIN 2024)

4. COMPTES CONSOLIDÉS RÉSUMÉS DU SEMESTRE CLOS LE 30 JUIN 2024




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DÉCLARATION DE LA PERSONNE PHYSIQUE ASSUMANT LA
RESPONSABILITÉ DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2024




J’atteste, à ma connaissance, que les comptes consolidés résumés pour le semestre écoulé sont établis conformément
aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat
de la société et de l’ensemble des entreprises comprises dans le périmètre de consolidation, et que le Rapport semestriel
d'activité ci-joint présente un tableau fidèle des événements importants survenus pendant les six premiers mois de
l'exercice, de leur incidence sur les comptes, des principales transactions entre parties liées ainsi qu'une description des
principaux risques et des principales incertitudes pour les six mois restants de l'exercice.




À Paris, le 25 juillet 2024




M. Luc Rémont

Président-Directeur Général d’EDF




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RAPPORT D’ACTIVITÉ SEMESTRIEL AU 30 JUIN 2024


SOMMAIRE DÉTAILLÉ

1 FAITS MARQUANTS ET CHIFFRES CLÉS 6
2 ÉLÉMENTS DE CONJONCTURE 9
2.1 Évolution des prix de marché de l’électricité et des principales sources d’énergie 9
2.2 Consommation d’électricité et de gaz naturel 13
2.3 Tarifs de l’électricité et du gaz naturel 13
2.4 Conditions climatiques : températures et hydraulicité 14
3 ÉVÉNEMENTS MARQUANTS 15
3.1 Environnement réglementaire 15
3.2 Gouvernement d’entreprise 15
4 ACTIVITÉ DU PREMIER SEMESTRE 2024 16
4.1 Périmètre de consolidation 16
4.2 Résultats du premier semestre 2024 16
4.3 Chiffre d’affaires 17
4.4 Excédent Brut d’Exploitation (EBE) 19
4.5 Résultat d’exploitation 22
4.6 Résultat financier 23
4.7 Impôts sur les résultats 23
4.8 Résultat net 23
5 ENDETTEMENT FINANCIER NET, FLUX DE TRÉSORERIE ET INVESTISSEMENTS 24
5.1 Endettement financier net 25
5.2 Cash-flow Groupe 26
5.3 Autres variations non monétaires 27
6 PERSPECTIVES FINANCIÈRES 27
7 GESTION ET CONTRÔLE DES RISQUES MARCHÉS 28
7.1 Gestion et contrôle des risques financiers 28
7.2 Gestion et contrôle des risques marchés énergies 34
8 OPÉRATIONS AVEC LES PARTIES LIÉES 36
9 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE 36




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1 FAITS MARQUANTS ET CHIFFRES CLÉS
Bâtir le système électrique de demain
EDF déploie « Ambitions 2035 », un projet de développement, de performance et de transformation pour l’entreprise autour
de 4 piliers : l’accompagnement des clients dans la réduction de leur empreinte carbone, la production de plus d’électricité,
le développement des réseaux face aux défis de la transition énergétique et de solutions de flexibilité pour répondre aux
besoins du système électrique.
Pour être au rendez-vous des opportunités liées à la transition énergétique, EDF investit dans les compétences de demain
avec des recrutements massifs dans les 10 années à venir, et notamment en France près de 20 000 dont 9 500 alternants
et stagiaires en 2024 en favorisant la mixité, la diversité et l’insertion des jeunes.
En parallèle, la fondation EDF a défini son nouveau mandat pour les 5 prochaines années autour de l’accompagnement de
la transition écologique et sociale, orienté vers l’éducation, la formation et l’écocitoyenneté.


Accompagner les clients dans la réduction de leur empreinte carbone :

• Succès des offres commerciales dans le cadre de la nouvelle politique commerciale : signature des lettres
d'intention pour des partenariats industriels 1 représentant plus de 10 TWh annuels et signature de près de 2 200
contrats pour les horizons 4 et 5 ans (près de 13 TWh pour 2028 et 7 TWh pour 2029).

• Portefeuille de clients résidentiels dans les pays du G4 2 en hausse de 370 000 clients.

• Décarbonation des usages : Le nombre de points de charge de véhicules électriques déployés ou gérés a progressé
de 12 %. Dalkia a développé la 1ère pompe à chaleur très haute température pour les industriels, installée dans
l’usine du papetier Wepa Greenfield, qui permet une baisse de 1 000 tonnes des émissions de CO2 par an.

• Autoconsommation : hausse de 73 % des installations photovoltaïques en toiture et ombrières de parking B2B
par EDF ENR.



Produire plus d’électricité bas carbone :

• La production d’électricité disponible à la demande et à chaque instant est en hausse de 12 % à 259 TWh. Avec
94 % de production décarbonée, EDF a une intensité carbone parmi les plus faibles au monde de 29 gCO2/kWh
(dont 3 gCO2/kWh en France métropolitaine), en baisse de 27 % par rapport au 1er semestre 2023.

• En France, la hausse de 19,4 TWh de la production nucléaire à 177,4 TWh reflète la bonne performance
opérationnelle, après un 1er semestre 2023 qui avait été impacté notamment par le traitement de la corrosion
sous contrainte et les mouvements sociaux, avec en 2024 une meilleure maîtrise des arrêts de tranche,
conduisant à une meilleure disponibilité du parc.

• L’estimation de production nucléaire en France est attendue dans le haut de la fourchette 315-345 TWh pour
2024, et celles de 2025 et 2026 sont confirmées dans la fourchette 335-365 TWh 3.

• La hausse de 9,9 TWh de la production hydraulique 4 à 31,1 TWh s’explique par des taux de disponibilité élevés et
de meilleures conditions hydrauliques.

• La hausse de 13,1 % de production éolienne et solaire à 15,5 TWh est due notamment aux nouvelles capacités
installées qui atteignent 24,8 GW bruts (dont le parc offshore de Fécamp en France de ~500 MW). Le portefeuille
de projets éoliens et solaires est également en hausse de 13%, à 111 GW bruts (dont le gain du projet Hydrom à
Oman de 4,5 GW et 2,5 GW de stockage).

• EDF a signé 5,8 Mds€ de prêts bancaires verts dédiés au financement de l’extension de la durée de vie du parc
nucléaire existant et émis avec succès une émission obligataire verte multi-tranches (nucléaire, renouvelables,
réseaux) de 3 Mds€.

• EDF se mobilise pour assurer la réussite des projets nucléaires :

• Flamanville 3 : après le chargement du combustible réalisé en mai 2024, la divergence du réacteur est
imminente et la connexion au réseau est prévue quelques semaines après.

• Nouveau nucléaire britannique :

• Hinkley Point C : les 3 premiers générateurs de vapeur ont été livrés.



1
Contrats d’Allocation de Production Nucléaire.
2
France, Royaume-Uni, Italie, Belgique. Hors clients B2B et clients SEI et ES.
3
Estimation de production nucléaire relative au parc actuellement en service (hors Flamanville 3)
4
Après déduction de la consommation du pompage, cette production est de 27,1 TWh au 1er semestre 2024 vs 18,4 TWh au 1er semestre 2023.


Page 6 / 36
• Sizewell C : la licence de site nucléaire, nécessaire à la poursuite du projet, a été obtenue
auprès de l’autorité de sûreté britannique. Framatome a signé des contrats avec Sizewell C
pour les chaudières, le système commande et la fourniture du combustible.

• EPR2 : le projet a passé un nouveau jalon : la maturité du design a été validée après une revue par des
tiers. Par ailleurs, l’ensemble des autorisations environnementales nécessaires à l’implantation des 2
réacteurs sur le site de Penly ont été obtenues.

• Nuward SMR : évolution du projet vers un design fondé sur des briques technologiques éprouvées.

• Arabelle Solutions : acquisition des activités nucléaires de l’îlot conventionnel des centrales nucléaires
comprenant les groupes turbo-alternateurs auprès de GE Steam Power 1.


Développer les réseaux pour faire face aux défis de la transition énergétique :

• Les réseaux sont mobilisés pour la transition énergétique avec une progression de 33 % des raccordements
d’installations d’énergie renouvelable. par Enedis 2
• Les investissements d’Enedis, EDF SEI (Systèmes Énergétiques Insulaires) et Electricité de Strasbourg sont en
hausse de 9 % en lien essentiellement avec celle des raccordements et avec la transition énergétique.
• Afin d’augmenter et de sécuriser l’alimentation électrique entre la Sardaigne, la Corse et la Toscane, le
remplacement de la liaison électrique a été lancé.



Développer les solutions de flexibilité pour répondre aux besoins du système électrique via :
• La décarbonation des moyens thermiques flexibles :
• Les tests concluants pour le fonctionnement de 2 turbines à combustion avec un bioliquide durable
HVO 3 à Vaires-sur-Marne à la place du fioul permettraient de décarboner cet outil flexible et pilotable
du système électrique.
• Le projet de centrale de Ricanto (130 MW – Corse) qui fonctionnera à la biomasse liquide en
remplacement de la centrale thermique du Vazzio a obtenu les autorisations administratives.
• La hausse de + 35 % de stations de recharge pilotables gérées pour véhicules électriques.
• La croissance des contrats d’effacement B2C (+ 68 % de clients).




1
Cf. communiqué de presse du 31 mai 2024
2
Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l’énergie.
3
Huile végétale hydrotraitée recyclée


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Chiffres clés du Groupe du premier semestre 2024
Les informations financières présentées dans ce document sont élaborées à partir des comptes consolidés résumés du
semestre clos au 30 juin 2024.
Les bons résultats du Groupe s’expliquent par une bonne performance opérationnelle avec une hausse importante de 19,4
TWh de la production nucléaire en France (vs 1er semestre 2023) dans un contexte de baisse des prix et de moindre
volatilité. Cela fait suite à un premier semestre 2023 encore marqué par le phénomène de corrosion sous contrainte
réduisant la disponibilité du parc nucléaire et par de forts achats d’électricité sur le marché à des prix très élevés. Ces
résultats permettent une stabilisation de la dette financière nette.


Variation
1er semestre 1er semestre Variation Variation organique
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en % en %
Chiffre d’affaires 60 200 75 499 (15 299) -20,3 -20,7
EBE 18 688 16 106 2 582 16,0 15,7
Résultat d’exploitation 9 646 8 614 1 032 12,0 11,3
Résultat avant impôts des sociétés intégrées 9 633 7 084 2 549 36,0 35,1
Résultat net part du Groupe 7 039 5 808 1 231 21,2 20,3
(1)
Résultat net courant 8 354 6 267 2 087 33,3 32,5
(2)
Cash-flow Groupe 1 853 (1 589) 3 442 n.a. n.a.
(3)
Endettement financier net 54 246 64 796 (10 550) -16,3 n.a
n.a : non applicable
(1) Le résultat net courant n’est pas défini par les normes IFRS et n’apparaît pas en lecture directe dans le compte de résultat consolidé
du Groupe. Il correspond au résultat net hors éléments non récurrents, hors variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés
énergie et matières premières hors activités de trading et hors variations nettes de juste valeur de titres de dettes et de capitaux
propres nets d’impôts (voir section « Résultat net courant »).
(2) Le cash-flow Groupe ne constitue pas un agrégat défini par les normes IFRS comme élément de mesure de la performance financière
et ne peut pas être comparé aux indicateurs ainsi dénommés par d’autres entreprises. Il est égal au cash-flow généré par les
opérations après cessions d’actifs, impôt sur le résultat payé, frais financiers nets décaissés, dotations nettes sur actifs dédiés,
dividendes versés en numéraire (voir section 4)
(3) L’endettement financier net n’est pas défini par les normes comptables et n’apparaît pas en lecture directe dans le bilan consolidé
du Groupe (voir section 4).




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2 ÉLÉMENTS DE CONJONCTURE

2.1 Évolution des prix de marché de l’électricité et des principales
sources d’énergie

Prix spot de l’électricité en Europe 1


n.d. : données non disponibles en euros sur le site de la bourse
France Royaume-Uni Italie Belgique
Moyenne du 1 semestre 2024 en base (€/MWh)
er
47,0 56,2 93,3 60,8
Variation 2024/2023 des moyennes en base sur le 1er
semestre - 57,7 % - 42,4 % - 32,2 % - 44,7 %
Moyenne du 1er semestre 2024 en pointe (€/MWh) 50,1 n.d. 100,2 65,1
Variation 2024/2023 des moyennes en pointe sur le 1er
semestre - 58,9 % n.d. - 32,4 % - 45,8 %

En France, les prix spot de l’électricité se sont établis en moyenne à 47,0 €/MWh en base et à 50,1 €/MWh en pointe au
premier semestre 2024, en baisse respectivement de 63,9 €/MWh et 71,6 €/MWh par rapport au premier semestre 2023.
Ces niveaux de prix s’expliquent principalement par la baisse des prix des commodités, notamment ceux du gaz, par une
production électrique française en hausse marquée par une plus forte production nucléaire (+ 12% vs S1 2023) et par
l’augmentation des productions éolienne (+ 7% vs S1 2023) et solaire (+ 5% vs S1 2023) dans un contexte où la
consommation a globalement stagné. La baisse de la sollicitation des actifs thermiques (- 41% vs S1 2023), plus coûteux,
est un facteur important explicatif de la baisse des prix spot. L’augmentation de la production électrique a été portée par
des niveaux particulièrement élevés de production hydraulique (+ 35 % vs S1 2023), du fait d’une forte hydraulicité.
Le semestre a été marqué par des travaux de maintenance de RTE sur le réseau à partir du 5 mars qui ont limité les
capacités d’interconnexion avec les pays voisins à l’est (Europe centrale, Suisse et Italie) et donc la convergence des prix
spots français avec ceux de ces pays. Dans un contexte où les prix français étaient déjà souvent inférieurs à ceux de ses
voisins orientaux, avec une forte production renouvelable au regard de la consommation nationale, les indisponibilités aux
interconnexions à certains moments du semestre ont renforcé cette différence.
Malgré ces limitations, la France a été exportatrice nette au premier semestre (+ 42,9 TWh soit +24,7 TWh vs S1 2023 2) en
augmentation par rapport au premier semestre 2023 de 136%. En effet, la production électrique a augmenté pour atteindre
265,7 TWh (+ 10% vs S1 2023) alors qu’on observe une légère diminution de la demande qui s’est établie à 223,8 TWh. Cela
a permis à la fois une augmentation des exports (+ 45% vs S1 2023) et une baisse des imports (- 54% vs S1 2023). Les
exports se sont principalement dirigés vers la zone CWE 3 (15,6 TWh2), le Royaume-Uni (11,9 TWh2), l’Italie (11,0 TWh2) et la
Suisse (9,1 TWh2). Les imports étaient en provenance principale d’Espagne (5,1 TWh2).
Les prix spot français ont été négatifs ou nuls sur 347 heures lors du premier semestre 2024, soit 8% du temps, contre 67
heures au S1 2023. Ces niveaux de prix s'expliquent principalement par une consommation faible combinée à une forte
production éolienne et solaire notamment en milieu de journée. Le deuxième trimestre 2024 a été marqué par une forte
sollicitation à la baisse du parc nucléaire français via la modulation, lorsque les centrales nucléaires baissent leur
production d’électricité en infra-journalier quand la demande résiduelle est faible. La demande résiduelle est la demande
adressée au parc de production pilotable, c’est-à-dire la demande nationale à laquelle la production renouvelable est
soustraite. A titre d’exemple, sur la journée du 12 mai 2024, le parc nucléaire français est passé d’une puissance de 36,4
GW à 22,6 GW 4. Sur ce même jour, le minimum spot horaire du semestre a été atteint à 14h, à - 87,3 €/MWh.
Ces épisodes de prix négatifs ou nuls ont été observés dans plusieurs pays européens. L’Allemagne dénombre par exemple
265 heures concernées sur le premier semestre 2024. Par ailleurs, les autres pays européens ont également profité de la
baisse des prix des commodités, entraînant la baisse des prix spot partout en Europe en 2024.




1
France : cotation moyenne de la veille sur la bourse EPEXSPOT ;
Belgique : cotation moyenne de la veille sur la bourse Belpex ;
Royaume-Uni : cotation moyenne de la veille sur la bourse Nordpool ;
Italie : cotation moyenne de la veille sur la bourse GME.
2
Données issues de RTE le 17/07/2024.
3
CWE : Europe centrale
4
Données issues de RTE


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Prix à terme de l’électricité en Europe 1
France Royaume-Uni Italie Belgique
Moyenne du prix du contrat annuel 2025 à terme en
base sur le premier semestre 2024 (€/MWh) 77,7 89,6 100,7 83,9
Variation 2024/2023 des moyennes des prix des
contrats annuels à terme Y+1 en base sur le 1er
semestre - 59,0 % - 43,4 % - 35,7 % - 39,1 %
Prix à terme du contrat annuel 2025 en base
au 28 juin 2024(€/MWh) 74,7 98,7 110,9 88,2
Moyenne du prix du contrat annuel 2025 à terme en
pointe sur le 1er semestre 2024 (€/MWh) 91,2 101,5 108,8 n.a
Variation 2024/2023 des moyennes des prix des
contrats annuels Y+1 à terme en pointe sur le 1er
semestre - 69,6 % - 52,5 % - 39,4 % n.a
Prix à terme du contrat annuel 2025 en pointe
au 28 juin 2024 (€/MWh) 90,8 110,6 115,7 n.a
n.a. : non applicable
Partout en Europe, les contrats annuels à terme de l’électricité en base et en pointe sont en baisse en moyenne
principalement du fait de la détente des marchés des commodités (gaz, charbon, CO2) et, en particulier en France, du
dégonflement de la prime de risque par rapport au premier semestre 2023.
En France, le contrat annuel en base pour l’année N+1 s’est établi en moyenne à 77,7 €/MWh au premier semestre 2024,
en baisse de 59,0 % par rapport au premier semestre 2023. Le marché a intégré tout au long du semestre plusieurs
facteurs : le recul des cours du gaz et du charbon, une stabilisation de la demande a un niveau inférieur à celui observé
pré-crise du Covid ainsi que la remontée de la production du nucléaire. La bonne disponibilité anticipée de la production
du nucléaire français participe à la baisse des prix à terme. Ces baisses significatives des prix, davantage marquées en
France que pour les autres pays européens, s'expliquent également par la propagation de la forte détente observée sur le
marché spot avec de nombreuses heures à prix négatifs ou nuls, particulièrement sur le deuxième trimestre 2024. Ainsi,
le produit calendaire 2025 suit les mêmes évolutions que le produit 2024 reconstitué prenant en compte les prix révélés
du spot pour la période écoulée et les prix à terme restants d’ici la fin de l’année. La consommation française demeure
faible au regard de la production à l’approche des mois estivaux, celle-ci étant excédentaire et permettant ainsi des
exportations importantes vers les pays voisins.
Les écarts de prix entre les produits à terme français et allemand se creusent sur tous les horizons, les prix français étant
en deçà de ceux de l’Allemagne. Cette tendance est plus marquée sur les produits estivaux, alors que les écarts entre les
deux pays restent proches de zéro sur les produits hivernaux.
Évolution des principaux contrats à terme européens d’électricité en base (N+1) en €/MWh
Electricity - Annual Baseload contract France (EEX) Electricity - Annual Baseload contract Italy (EEX)

Electricity - Annual Baseload contract Belgium (EEX) Electricity - Annual Baseload contract UK (EEX)

300


250


200
€/MWh




150


100


50


0




1
France : cotation moyenne de la veille sur la bourse EPEXSPOT ;
Belgique : cotation moyenne de la veille sur la bourse Belpex ;
Royaume-Uni : cotation moyenne de la veille sur la bourse Nordpool ;
Italie : cotation moyenne de la veille sur la bourse GME.


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Évolution du prix des certificats d’émission de CO2
Le prix du certificat d’émission pour livraison en décembre N s'est établi en moyenne à 65,7 €/t au premier semestre 2024
(-23,2% ou -19,8€/t vs S1 2023). Il a été marqué par une forte volatilité et des prix relativement bas tout au long du
semestre en comparaison avec le S1 2023, s’échangeant dans une bande comprise entre 52,2 et 77,4 €/t, alors que son
prix n’était pas descendu en dessous de 66,4 €/t au premier semestre 2023.
Les mois de janvier et février ont été marqués par une tendance baissière du prix du certificat d’émission, poursuivant la
dynamique observée au second semestre 2023 et s’expliquant à la fois par les fondamentaux et par des prises de position
d'acteurs spéculatifs. Les fondamentaux du marché du certificat ont favorisé la baisse du cours : les températures douces
de l’hiver associées à des stocks hydrauliques hauts ont limité l'utilisation des actifs de productions émetteurs de CO2.
Par ailleurs, les annonces européennes concernant la régulation du nombre de certificats en circulation en début d'année
ont encouragé les acteurs spéculatifs à différer leurs achats misant en partie sur la baisse du cours.
Un rebond a été observé à la fin du mois de février, majoritairement en réaction à la hausse des prix du gaz sur la période
et à la réduction des positions courtes d’acteurs spéculatifs. L’effet sur les prix a été amplifié jusqu’à la fin du mois de
mai par le nombre réduit d’enchères du fait des jours fériés de mai, réduisant l’offre par la même occasion.
Les prix sont repartis à la baisse sur le mois de juin, à la suite de deux effets conjoints ;
i) d’une part l’issue des élections européennes parlementaires qui dévoile le progrès de partis dont l’ambition
climatique est moindre,
ii) et d’autre part avec l’approche de la date du 30 juin à laquelle les états de l’UE doivent distribuer les
allocations gratuites de certificats pour 2024 aux installations habilitées.


Évolution du prix des certificats de CO2 en €/t – livraisons en décembre de l’année N 1
CO2 - livraison en €/t en décembre de l'année N (ICE)
110


100


90


80


70


60


50




Prix des combustibles fossiles 2

Charbon Pétrole Gaz naturel
(US$/t) (US$/bbl) (€/MWhg)
er
Moyenne du 1 semestre 2024 109,3 83,4 32,8
Variation 2024/2023 des moyennes sur le 1er semestre - 18,2 % + 4,3 % - 38,4 %
Plus haut au 1er semestre 2024 128,0 91,2 38,6
Plus bas au 1er semestre 2024 89,2 75,9 26,6
Prix au 28 juin 2024 114,0 86,4 37,4
Prix au 30 juin 2023 122,9 74,9 51,2

Le prix du contrat annuel gazier pour livraison en année N+1 sur PEG s'est établi en moyenne à 32,8 €/MWh, en net recul
par rapport au premier semestre 2023 (- 38,4 % ou - 20,4 €/MWh vs S1 2023). La dynamique des prix du gaz à terme a été
baissière les deux premiers mois de l’année 2024 puis légèrement haussière, sans toutefois atteindre les niveaux de prix
observés au premier semestre 2023. Les prix ont été entraînés par des facteurs à la fois haussiers, liés à des craintes
d’approvisionnement, et baissiers, en lien avec les fondamentaux rassurants en Europe. Les températures légèrement au-

1
Cotation moyenne ICE du contrat annuel de la phase IV (2021-2030).
2
Charbon : cotation moyenne ICE pour une livraison en Europe (CIF ARA) la prochaine année calendaire (en US$/t) ;
Pétrole : Brent/baril de pétrole brut première référence ICE (front month - en US$/baril) ;
Gaz naturel : cotation moyenne Powernext (PEG Nord - en €/MWh).


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dessus des normales de saison, la sobriété pérenne, la forte production nucléaire et renouvelable et l’hydraulicité
importante ont entraîné une baisse de la consommation gazière ainsi qu’un moindre soutirage des stockages, en particulier
sur les mois hivernaux du semestre. L’hiver relativement doux a conduit à des stocks historiquement élevés en sortie
d’hiver, ce qui leur permet de demeurer au-dessus des moyennes historiques, malgré un rythme de remplissage printanier
des stocks plus lent qu’habituellement. En effet, les stocks de gaz européens ont atteint 77 % de remplissage au 30 juin,
un niveau confortable compte tenu de l’objectif européen fixé à 85% au 1er novembre. Néanmoins, le semestre a été marqué
par un contexte géopolitique tendu, des indisponibilités fortuites successives d’actifs gaziers et une compétition
grandissante entre l’Europe et l’Asie pour le GNL, orientant les prix à la hausse à partir du début du mois de mars 2024.


Le prix du charbon pour livraison en Europe pour l'année N+1 s'est établi en moyenne à 109,3 $/t au premier semestre
2024, en net recul par rapport au premier semestre 2023 (- 18,2 % ou - 24,3 $/t vs S1 2023). Néanmoins, le cours du produit
calendaire Y+1 a été globalement haussier sur le semestre, sans par ailleurs atteindre les niveaux de prix observés au
premier semestre 2023. Les prix avaient en effet été baissiers tout au long de l’année 2023. Durant le premier semestre
2024, les prix ont été soutenus par la forte demande asiatique et ont réagi à la hausse à divers éléments conjoncturels :
les prix ont augmenté fin mars lors de l’effondrement du pont de Baltimore affectant l’activité du 2ème port charbonnier
des Etats-Unis. La hausse des prix a été contenue en Europe dans un contexte où les stocks de gaz et de charbon
européens se sont établis à des niveaux records en sortie de l’hiver, notamment grâce à la faible sollicitation des actifs
thermiques. Durant le premier trimestre 2024, les prix du charbon en Europe étaient compétitifs par rapport aux pays
exportateurs de charbon comme les Etats-Unis et la Colombie, entrainant une augmentation des réexportations de charbon
depuis les ports européens vers d'autres destinations. La demande en charbon, qui est restée faible en Europe, et les prix
bas ont conduit les consommateurs à favoriser l’utilisation des stocks européens plutôt que les imports ; ces derniers ont
atteint un niveau de 4,6 mt au 30 juin, leur niveau le plus bas depuis deux ans.

Le prix du pétrole s'est établi en moyenne à 83,4 $/bbl au S1 2024 (+ 4,3 % ou + 3,5 $/bbl vs S1 2023). Le cours a reflété
d’un côté les considérations macroéconomiques et le manque de dynamisme de la demande mondiale, et de l'autre, le
risque géopolitique toujours présent tant au Moyen-Orient qu'en Europe. Le premier semestre 2024 a ainsi été marqué par
une dynamique du cours en deux temps :
• Jusqu’à mi-avril, les risques géopolitiques ont soutenu la hausse du cours. Les tensions en Mer Rouge ont
notamment conduit les cargos à éviter le Canal de Suez en passant par le Cap de Bonne Espérance afin d’éviter
les attaques des rebelles houtis sur les navires, conduisant à rallonger les trajets. En Europe, le marché a réagi à
des craintes d'une réduction de la production en Russie, du fait d'attaques de drones ukrainiens sur plusieurs
raffineries russes en mars 2024.

• Malgré des tensions géopolitiques persistantes et des coupes de production par l’OPEP, le cours du pétrole s’est
replié à partir de mi-avril. Cette baisse s’explique par des indicateurs économiques chinois décevants et des
inquiétudes quant à l’inflation américaine dans un contexte de maintien de taux d’intérêt élevés. De plus, les
stocks hauts de pétrole américain et la demande modérée au niveau mondial conjuguée à une production hors
OPEP robuste ont également orienté le cours à la baisse.

Évolution du prix du Brent M+1 en $/bbl (ICE) et évolution du prix du gaz naturel PEG Nord Y+1 en €/MWg
(Powernext)

120 120


100 100
Prix du Gaz (€/MWh)




80 80
Prix du Brent ($/bbl)




60 60


40 40


20 20


0 0




Prix du Brent en M+1 en $/bbl (ICE) Gaz Naturel - Contrat Y+1 PEG Nord en €/MWhg (Powernext)




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2.2 Consommation d’électricité et de gaz naturel
Consommation d’électricité et de gaz en France continentale
La consommation brute d’électricité en France au premier semestre 2024 affiche une baisse de 2,4 TWh (-1,1 %) par
rapport au premier semestre 2023. A noter que les données de mai et juin restent provisoires.
Corrigée de ses trois principaux aléas, qui représentent un volume relatif global de 3,0 TWh (hiver relativement doux : +4,6
TWh ; année bissextile : -1,4 TWh ; effacements : -0,2 TWh), la consommation semestrielle est en légère hausse.
La consommation de gaz au premier semestre 2024 est en baisse de 20,5 TWh (-9,4 %) par rapport au premier semestre
2023 malgré la présence d’un jour supplémentaire (29 février). La douceur relative des mois d’hiver, la persistance de prix
de gros élevés et une moindre consommation dans l’industrie en sont les principaux moteurs.

Consommation d’électricité et de gaz au Royaume-Uni
La consommation d'électricité au Royaume-Uni a diminué d’environ 0,1 % au premier semestre 2024 par rapport au premier
semestre 2023, alors que la consommation de gaz a augmenté de 0,7% (données non corrigées de l’effet climat). Ces
évolutions se sont inscrites dans un environnement de baisse des prix de l’énergie pour les consommateurs

Consommation d’électricité et de gaz en Italie
Au premier semestre 2024, la consommation d’électricité en Italie s’est établie à 151,6 TWh, en légère hausse (+1,1 %)
par rapport au premier semestre 2023. Cette hausse s’explique par une reprise de la demande des consommateurs,
notamment industriels, dans un contexte de baisse des prix de marché grâce à une meilleure hydraulicité en 2024
qu’en 2023.
La consommation de gaz naturel en Italie est en baisse de 6,5 % par rapport au premier semestre 2023, du fait d’une
meilleure maitrise des pertes réseau et de la baisse des prix de marché de l’électricité, tirant à la baisse la demande en
gaz des centrales de production d’électricité.



2.3 Tarifs de l’électricité et du gaz naturel

En France, dans une délibération du 18 janvier 2024, la CRE a proposé une augmentation moyenne HT de 0,18 % des tarifs
bleus résidentiels et une baisse moyenne de 3,55 % des tarifs bleus non résidentiels à compter du 1er février 2024. Cette
proposition a été suivie par la décision tarifaire du 29 janvier 2024. Par ailleurs, un arrêté du 25 janvier 2024 a précisé les
niveaux d’accises applicables du 1er février 2024 au 31 janvier 2025. Le cumul de ces évolutions a conduit à une
augmentation moyenne TTC de 9,5 % des tarifs bleus résidentiels et de 5,7 % des tarifs bleus non résidentiels.
La CRE a publié le 15 juillet 2024 un communiqué de presse dans lequel elle indique que le ministre lui a fait part de son
intention de ne pas publier au Journal Officiel de la République Française ses décisions relatives à l’évolution des grilles
tarifaires au 1er août 2024 et de recourir à son délai de 2 mois lui permettant de demander de nouvelles délibérations
sur l’évolution du TURPE 6. La CRE indique que, par conséquent, les évolutions tarifaires ne s’appliqueront pas au 1er août
2024. En conséquence, les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) resteront inchangés à cette date.


Au Royaume-Uni, un plafonnement des tarifs variables résidentiels de l’électricité et du gaz a été mis en place au 1er
janvier 2019 (SVT Standard Variable Tariff). Suite à la forte augmentation des coûts d’approvisionnement liée à la hausse
des prix de l’énergie survenue à partir de septembre 2021, l’Ofgem a décidé en 2022 que le niveau du plafond, initialement
mis à jour tous les 6 mois, serait à partir de janvier 2023 mis à jour tous les 3 mois afin de mieux refléter les coûts, les
risques, ainsi que les incertitudes auxquelles sont confrontés les fournisseurs.
Suivant les variations des prix de marché, le niveau du plafond a été augmenté de 5 % au 1er janvier 2024 (1 928 £/an)
puis réduit de 12% sur le deuxième trimestre 2024, le plafond passant alors à 1 690 £/an pour un client résidentiel
électricité et gaz (avec une consommation type). La baisse s’est poursuivie au 1er juillet 2024 avec une nouvelle réduction
de 8% (le plafond passant alors à 1 568 £/an).
Ces niveaux de plafond sont bien inférieurs aux niveaux du 1er semestre 2023, lorsqu’il a atteint son maximum (4 279
£/an sur le premier trimestre 2023).
En 2023, face à ce niveau particulièrement élevé du plafond SVT, le gouvernement britannique avait instauré un dispositif
de plafonnement des factures d’électricité et de gaz à la charge des clients résidentiels (Energy Price Guarantee). Ce
dispositif n’a pas été activé depuis le 1er juillet 2023. En parallèle de ce dispositif, le gouvernement avait également mis
en place un rabais unique de 400 £ sur la facture d’énergie des particuliers (Energy Bill Support Scheme) qui a été
appliqué linéairement du 1er octobre 2022 au 31 mars 2023.
Un dispositif similaire à l’Energy Price Guarantee avait par ailleurs été introduit pour les clients professionnels (Energy
Bill Relief Scheme) à partir du 1er octobre 2022 . Celui-ci a été remplacé par l’Energy Bills Discount Scheme à partir du
1er avril 2023 et jusqu’au 31 mars 2024.


En Italie, le prix moyen sur le premier semestre 2024 du tarif d’électricité PUN TWA (Single National Time Weighted
Average) s'est établi à un niveau de 93,4 €/MWh, en baisse de 42,9% par rapport à 2023 (136.3 €/MWh). Cette réduction




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s’explique par une meilleure hydraulicité en 2024 qu’en 2023. Le prix du gaz spot a baissé de 34 % par rapport à 2023
pour s’établir à 33 c€/smc3 1 en raison de la baisse de la demande.




2.4 Conditions climatiques : températures et hydraulicité
Températures en France
Le premier semestre 2024 a été globalement chaud (+0,6°C au-dessus des normales en moyenne), comme l'avait été le
premier semestre de l'année précédente. A la maille trimestrielle, le constat est toutefois plus contrasté : le premier
trimestre 2024 a été nettement plus doux que celui de 2023 avec notamment un mois de février affichant des
températures très supérieures aux normales (+2,7°C) ; le deuxième trimestre 2024 a en revanche été relativement plus
frais principalement à cause du mois de juin qui a perdu 2,9°C entre 2023 et 2024.




Pluviométrie, enneigement, hydraulicité en France

Le premier semestre 2024 a été marqué par une pluviométrie abondante sur l’ensemble du bassin EDF contrastant avec
la sècheresse du premier semestre 2023. L’enneigement a été très déficitaire dans le Pyrénées sur l’ensemble du premier
semestre 2024 mais tout le temps excédentaire dans les Alpes où il a atteint un maximum proche du quantile 90% autour
du 2 avril.

Face aux cumuls de précipitations et au stock de neige élevé dans les Alpes, les apports hydrauliques du premier
semestre 2024 ont été excédentaires par rapport à la moyenne historique (période de 1986 à 2023) avec un indice cumulé
de 1,22 au niveau du périmètre EDF contre 0,83 au premier semestre 2023. Dans ces conditions, le taux de remplissage
des stocks hydrauliques a atteint 84,2 % à fin juin 2024, soit 9,5 points de plus que la moyenne historique.




1
1 c€/smc3 = 1 €/MWh


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*Suivi hebdomadaire du remplissage des réservoirs de l’Observatoire statistique du groupe EDF (Miréor) en énergie jusqu’à la mer




3 ÉVÉNEMENTS MARQUANTS
Outre les faits marquants mentionnés en section 1, un détail des événements marquants du semestre figure dans la note
2 « Synthèse des faits marquants » de l’annexe aux comptes consolidés résumés du semestre clos au 30 juin 2024.

3.1 Environnement réglementaire
Les évolutions réglementaires sont détaillées dans les notes 5.1.1, 5.3 et 9 de l’annexe aux comptes consolidés résumés
du semestre clos au 30 juin 2024.



3.2 Gouvernement d’entreprise
L’Assemblée générale mixte annuelle d’EDF du 11 juin 2024, sur proposition du Conseil d’administration réuni le 10 juin
2024, a nommé M. Bruno EVEN en qualité d’administrateur indépendant de la société EDF en remplacement de Mme
Colette LEWINER qui a fait part de son souhait de démissionner à l’issue de ladite AG.
M. Bruno EVEN est nommé pour une durée de trois ans prenant fin à l’issue de l’Assemblée générale ordinaire appelée à
statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2026.




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4 ACTIVITÉ DU PREMIER SEMESTRE 2024

4.1 Périmètre de consolidation
Les évolutions du périmètre de consolidation sur le premier semestre 2024 sont détaillées en note 3 « Périmètre de
consolidation » de l’annexe aux comptes consolidés résumés du semestre clos au 30 juin 2024.
Ce premier semestre a été marqué par l’acquisition des activités de GE Vernova portant sur l’îlot conventionnel des
centrales nucléaires (anciennement GE Steam Power) le 31 mai 2024 faisant suite à la signature le 4 novembre 2022 d’un
protocole d’accord avec General Electric et à la levée de l’ensemble des conditions suspensives.
Ce sous-groupe est consolidé par intégration globale sous la dénomination Arabelle Solutions au sein du secteur « Industrie
et Services ». Ce secteur intègre ainsi les activités industrielles en lien avec la production d’équipements et la fourniture
de services pour les activités nucléaires portées par les entités Framatome et Arabelle Solutions
Les flux entre la date d’acquisition et la date de clôture des comptes ne sont pas significatifs sur le résultat du Groupe.




4.2 Résultats du premier semestre 2024
Le chiffre d’affaires et l’EBE sont analysés par segment (France - Activités de production et commercialisation, France -
Activités régulées, EDF Renouvelables, Dalkia, Industrie et Services, Royaume-Uni, Italie, Autre international et Autres
métiers). Le résultat d’exploitation et le résultat net font l’objet d’une analyse globale.


1er semestre 1er semestre
(en millions d’euros) 2024 2023
Chiffre d’affaires 60 200 75 499
Achats de combustible et d’énergie (27 857) (48 899)
Autres consommations externes (1) (4 701) (4 117)
Charges de personnel (8 360) (8 201)
Impôts et taxes (3 062) (2 714)
Autres produits et charges opérationnels 2 468 4 538
EBE 18 688 16 106
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Énergie et Matières Premières hors
activités de trading 696 (276)
Dotations aux amortissements (5 772) (5 472)
(Pertes de valeur)/reprises (276) (48)
Autres produits et charges d’exploitation (3 690) (1 696)
Résultat d’exploitation 9 646 8 614
Coût de l’endettement financier brut (2 026) (1 857)
Effet de l’actualisation (1 288) (1 977)
Autres produits et charges financiers 3 301 2 304
Résultat financier (13) (1 530)
Résultat avant impôts des sociétés intégrées 9 633 7 084
Impôts sur les résultats (2 466) (1 323)
Quote-part de résultat net des entreprises associées et des coentreprises 178 142
RÉSULTAT NET CONSOLIDÉ 7 345 5 903
Dont Résultat net – part du Groupe 7 039 5 808
Dont Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 306 95
(1) Les autres consommations externes sont nettes de la production stockée et immobilisée.




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4.3 Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires s’élève à 60 200 millions d’euros au premier semestre 2024, en baisse de 15 299 millions d’euros (-
20,3 %) par rapport au premier semestre 2023. Retraité des effets de change et périmètre, le chiffre d’affaires du premier
semestre 2024 est en baisse de (15 620) millions d'euros, soit -20,7 %, principalement du fait de l’évolution des prix de
l’électricité et du gaz.



Évolution du chiffre d’affaires par segment
La ventilation du chiffre d’affaires est présentée aux bornes des segments, hors éliminations inter-segments :

1er semestre 1er semestre Variation Variation Variation
(en millions d’euros)
2024 2023 en valeur en % organique en %
France – Activités de production
26 244 34 622 (8 378) -24,2 -24,2
et commercialisation (1)
(2)
France – Activités régulées 10 467 9 978 489 4,9 4,9

EDF Renouvelables 1 020 985 35 3,6 3,4

Dalkia 2 943 3 411 (468) -13,7 -12,6

Industrie et Services 2 191 1 959 232 11,8 10,1

Royaume-Uni 9 048 12 140 (3 092) -25,5 -28,1

Italie 7 168 9 543 (2 375) -24,9 -24,8

Autre international 2 307 3 099 (792) -25,6 -26,0

Autres métiers 2 730 4 655 (1 925) -41,4 -41,4

Éliminations inter-segments (3 918) (4 893) 975 -19,9 -19,9

Chiffre d’affaires du Groupe 60 200 75 499 (15 299) -20,3 -20,7
(1) Activités de production, de commercialisation et d’optimisation en métropole, ainsi que les ventes de prestations d’ingénierie, de
services et de conseil.
(2) Activités qui regroupent les activités de distribution en métropole, assurées par Enedis, les activités insulaires et celles d’Électricité de
Strasbourg. Les activités de réseaux de distribution en métropole sont régulées via les Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics
d’Électricité (TURPE).



France – Activités de production et commercialisation
Le chiffre d’affaires du segment France - Activités de production et commercialisation s’élève à 26 244 millions d’euros,
en baisse organique de 8 378 millions d’euros (-24,2 %).
Sur le marché Aval, la diminution des prix de marché de l’électricité entraîne une baisse de -3 579 millions d’euros du
montant facturé aux clients finals 1. Par ailleurs, le dispositif de bouclier tarifaire instauré fin 2022 par l’Etat a pris fin au
1er février 2024 pour l’électricité et au 1er juillet 2023 pour le gaz. Seuls les dispositifs de compensation au titre des
amortisseurs et sur-amortisseurs se sont maintenus. Ainsi, la compensation relative à ces dispositifs s’est élevée au
premier semestre 2024 à 1 426 millions d’euros, en baisse de -5 768 millions d’euros par rapport à l’année dernière. Ces
produits liés aux compensations sont comptabilisés en Autres Produits et Charges Opérationnels (impact en EBE). Au total,
la baisse des revenus du portefeuille client est de -9 253 millions d’euros.
Le climat plus doux en 2024 a un impact négatif de -436 millions d’euros.
Le chiffre d’affaires lié aux ventes ARENH aux fournisseurs alternatifs est en baisse de 71 millions d’euros du fait de la
baisse des volumes livrés.
La revente de l’électricité issue des obligations d’achat est en baisse de -3 789 millions d’euros, en raison d’un effet prix
élevé au 1er semestre 2023 (effet neutre en EBE avec le mécanisme de compensation par la CSPE des produits et charges
liés aux obligations d’achat).
Les ventes de capacité aux enchères ont un impact négatif de -88 millions d’euros.
Les ventes de gaz ont un impact négatif de -210 millions d’euros, porté par la baisse des prix, partiellement compensée
par des volumes vendus plus importants.
Enfin, les filiales des activités d’agrégation voient leur chiffre d’affaires baisser de -518 millions d’euros (impact limité sur
l’EBE).



1
Segment de marché qui comprend les Entreprises Locales de Distribution et qui exclut les opérateurs étrangers.


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Bilan électrique

En France, la hausse de 19,4 TWh de la production nucléaire à 177,4 TWh reflète la bonne performance opérationnelle
après un 1er semestre 2023 qui avait été impacté notamment par le traitement de la corrosion sous contrainte (à date, 50
des 56 réacteurs ont été contrôlés et traités) et les mouvements sociaux, avec en 2024 une meilleure maîtrise des arrêts
de tranche, conduisant à une meilleure disponibilité du parc

La hausse de 9,1 TWh de la production hydraulique brute en France 1 à 28,5 TWh s’explique par de meilleures conditions
hydrauliques (voir section 2.4 « Conditions climatiques : températures et hydraulicité »).
Enfin, en conséquence de spreads en baisse, les centrales thermiques ont été sollicitées à hauteur de 1,5 TWh, soit 2,4
TWh de moins qu’au premier semestre 2023.
Les volumes vendus aux clients finals sont en baisse de -2,2 TWh (hors effet du climat), la consommation unitaire étant
par ailleurs stable par rapport au premier semestre de 2023. L’impact du climat est estimé à -2,7 TWh, porté par un
premier semestre 2024 plus doux que le premier semestre 2023.
EDF est vendeur net sur les marchés de gros à hauteur de 39,7 TWh, alors qu’il était également vendeur net au premier
semestre 2023 à hauteur de 8,7 TWh.

France – Activités régulées
Le chiffre d’affaires du segment France - Activités régulées s’élève à 10 467 millions d’euros, en hausse organique de 489
millions d’euros, (+ 4,9%) par rapport au premier semestre 2023.
La hausse du chiffre d’affaires d’Enedis 2 de 488 millions d’euros est liée essentiellement à un effet prix favorable (+ 595
millions d’euros) du fait notamment de l’évolution de l’indexation du TURPE 6.

EDF Renouvelables
Le chiffre d’affaires d’EDF Renouvelables s’élève à 1 020 millions d’euros, en hausse organique de 33 millions d’euros (+3,4
%) par rapport à 2023 portée par la production des parcs en exploitation. Les volumes produits contribuant au chiffre
d’affaires s’élèvent à 12,4 TWh à fin juin 2024, en hausse de 9,7 % par rapport à juin 2023. L’impact positif des mises en
services réalisées en 2023 et 2024 est atténué par des conditions de vent et d’ensoleillement défavorables et la baisse
des prix.

Dalkia
Le chiffre d’affaires de Dalkia s’élève à 2 943 millions d’euros, en baisse organique de 429 millions d’euros (-12,6%) par
rapport à juin 2023. Cette évolution est principalement liée à la baisse de 44% du prix du gaz ainsi qu'aux ventes ponctuelles
d'actifs de production au premier semestre 2023 sans équivalent au premier semestre 2024.

Industrie et Services
Le segment Industrie et Services intègre les activités du sous-groupe Framatome et celles des activités nucléaires de GE
Vernova, acquises le 31 mai 2024.
Le chiffre d’affaires de Framatome s’élève à 2 191 millions d’euros, en hausse organique de 197 millions d’euros (+10,1%)
par rapport à juin 2023.



Royaume-Uni
Le chiffre d’affaires du Royaume-Uni s’élève à 9 048 millions d’euros, en baisse organique de 3 415 millions d’euros (-28,1
%) par rapport au premier semestre 2023.
Cette évolution s’explique principalement par l’impact de la baisse des prix de l’énergie sur les tarifs de vente électricité
et gaz aux clients depuis un an.

Italie
Le chiffre d’affaires de l’Italie s’élève à 7 168 millions d’euros, en baisse organique de 2 363 millions d’euros (-24,8 %) par
rapport au premier semestre 2023, dans un contexte général de baisse des prix de marchés.

Autre international
Le segment Autre international regroupe principalement les activités en Belgique, aux États-Unis, au Brésil et en Asie
(Chine, Vietnam et Laos). Le chiffre d’affaires de ce segment s’élève à 2 307 millions d’euros, en baisse organique de 805
millions d’euros (-26,0%) par rapport au premier semestre 2023.
En Belgique 3, le chiffre d’affaires est en baisse organique de 842 millions d’euros (-32,0 %) par rapport au premier semestre

1
Production hydraulique hors activité insulaire avant déduction de la consommation du pompage. La production hydraulique totale cumulée nette de la
consommation du pompage représente 24,5 TWh au premier semestre 2024 (16,6 TWh au premier semestre 2023).
2
Enedis est une filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du code de l’énergie.
3
La Belgique comprend Luminus et EDF Belgium.


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2023. Cette évolution résulte de la baisse des prix de vente de l’électricité et du gaz.
Au Brésil, le chiffre d’affaires est globalement stable avec une hausse organique de 6 millions d’euros (+1,8 %).



Autres métiers
Les Autres métiers regroupent notamment EDF Trading et les activités gazières.
Le chiffre d’affaires du segment s’élève à 2 730 millions d’euros, en baisse organique de 1 925 millions d’euros (-41,4%) par
rapport au premier semestre 2023.

Le chiffre d’affaires des activités gazières s’élève à 1 480 millions d’euros, en baisse organique de 831 millions d’euros (-
36,0%) par rapport au premier semestre 2023. Cette évolution s’explique par une baisse des prix de marché de gros du
gaz depuis deux ans.
Le chiffre d’affaires d’EDF Trading s’élève à 1 130 millions d’euros, en baisse organique de 1 103 millions d’euros (-49,4%)
par rapport à fin juin 2023 dans un contexte de normalisation des conditions de marchés. Ce résultat est supérieur aux
performances des années 2021 et précédentes, traduisant la robustesse et la diversification des activités d’EDF Trading.



4.4 Excédent Brut d’Exploitation (EBE)
La bonne performance opérationnelle qui se traduit par une hausse de la production nucléaire et hydraulique en France
explique la progression de l’EBE de 2 582 millions d’euros pour atteindre 18 688 millions d’euros, malgré une baisse rapide
des prix de marché déjà enclenchée. Les activités de services et les renouvelables dans le reste de l’Europe contribuent à
la progression de l’EBE

Retraité des effets change et périmètre, l’EBE du Groupe connaît une augmentation organique de +2 530 millions d’euros
(+15,7%).

La baisse des prix de marché se traduira par un recul significatif de l’EBE au 2ème semestre 2024 par rapport à celui de
2023.


1er 1er
semestre semestre Variation Variation Variation
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en % organique en %

Chiffre d’affaires 60 200 75 499 (15 299) -20,3 -20,7


Achats de combustible et d’énergie (27 857) (48 899) 21 042 -43,0 -43,5

Autres consommations externes (4 701) (4 117) (584) 14,2 13,6

Charges de personnel (8 360) (8 201) (159) 1,9 1,6

Impôts et taxes (3 062) (2 714) (348) 12,8 12,7

Autres produits et charges opérationnels 2 468 4 538 (2 070) -45,6 -45,8

EXCÉDENT BRUT D’EXPLOITATION (EBE) 18 688 16 106 2 582 16,0 15,7

n.a. : non applicable



Analyse de l’EBE Groupe
Les achats de combustible et d’énergie du Groupe s’établissent à 27 857 millions d’euros au premier semestre 2024, en
baisse organique de 21 269 millions d’euros (– 43,5 %) par rapport au premier semestre 2023.
• Sur le segment France - Activités de production et commercialisation, les achats de combustible et d’énergie sont
en baisse organique de 11 472 millions d’euros en raison de la forte baisse des volumes des achats d’énergie du
fait de l’amélioration de la production nucléaire et hydraulique.
• Sur le segment France - Activités régulées, les achats de combustible et d’énergie sont en baisse organique de 1
408 millions d’euros, portée par la baisse des prix des achats d’énergie pour les pertes, achetées à terme.
• En Italie, les achats de combustible et d’énergie sont en baisse organique de 2 629 millions d’euros en raison de
la baisse des prix.
• Au Royaume-Uni, la baisse organique des achats de combustible et d’énergie de 3 626 millions d’euros (-41,1%)
est principalement liée à l’impact de la baisse des prix de marché.

Les autres consommations externes du Groupe s’élèvent à 4 701 millions d’euros, en hausse organique de 560 millions
d’euros (+ 13,6 %) par rapport au premier semestre 2023. Cette évolution reflète notamment les achats liés au
développement des activités de services et de maintenance des centrales de production.

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Les charges de personnel du Groupe s’établissent à 8 360 millions d’euros, en hausse organique de 135 millions d’euros (+
1,6%) en lien essentiellement avec les mesures salariales et avec la hausse des effectifs sur l’ensemble des segments.


Les impôts et taxes s’élèvent à 3 062 millions d’euros, en hausse organique de 345 millions d’euros (+ 12,7 %) par rapport
au premier semestre 2023.
 Sur le segment France - Activités de production et commercialisation, la hausse organique de 116 millions d’euros
(+ 6,7 %) est principalement due à la hausse des taux de la taxe foncière et de la Contribution Economique et
Territoriale.
 Au Royaume-Uni, les impôts et taxes sont en hausse organique de 389 M€ (+ 648%) en lien principalement avec
la mise en place de l’Electricity Generation Levy sur les revenus de la production nucléaire.


Les autres produits et charges opérationnels correspondent à un produit net de 2 468 millions d’euros, en baisse organique
de 2 079 millions d’euros par rapport au premier semestre 2023.
 Sur le segment France - Activités de production et commercialisation, la baisse organique de 1 827 millions d’euros
est essentiellement liée à la baisse de la compensation CSPE, conséquence de la fin du dispositif de bouclier
tarifaire à compter de février 2024. La baisse en lien avec la fin du dispositif étant partiellement compensée par
la hausse du soutien aux obligations d’achats.
 Sur le segment France - Activités régulées, la baisse organique de 116 millions d’euros (- 15,0 %) s’explique
principalement par les pénalités à verser aux clients pour coupures au titre des tempêtes de fin d’année en France,
ainsi qu’à l’augmentation des sorties d’immobilisations.
 EDF Renouvelables enregistre une hausse organique de 93 millions d’euros (+ 58,9 %) principalement liée à des
opérations d’échange d’actifs au Brésil.




Évolution de l’EBE par segment
1er 1er Variation
semestre semestre Variation Variation organique
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en % en %

France - Activités de production et
commercialisation 10 311 8 641 1 670 19,3 19,3

France - Activités régulées 2 822 1 176 1 646 140,0 140,0

EDF Renouvelables 574 433 141 32,6 32,6

Dalkia 230 220 10 4,5 5,0

Industrie et Services 101 110 (9) -8,2 -5,5

Royaume-Uni 1 989 2 266 (277) -12,2 -15,2

Italie 993 828 165 19,9 21,5

Autre international 455 508 (53) -10,4 -10,8

Autres métiers 1 213 1 924 (711) -37,0 -37,0

EBE GROUPE 18 688 16 106 2 582 16,0 15,7

n.a. : non applicable




France - Activités de production et commercialisation
La hausse de l’EBE s’explique par la progression de la production nucléaire et de la production hydraulique qui a un effet
favorable estimé à respectivement 1,5 milliard d’euros et 0,8 milliard d’euros.
Par ailleurs, la baisse des prix de vente a un impact estimé à -8,1 milliards d’euros. Elle s'explique notamment par un prix
de marché moyen à terme pour 2024 des 2 années précédentes de 178 €/MWh versus 218 €/MWh pour 2023 et un prix de
l’écrêtement ARENH de 102 €/MWh pour 2024 versus 410 €/MWh pour 2023.
La baisse des prix de marché sur les achats nets réalisés dans un contexte de hausse de la production nucléaire représente
un effet positif estimé à 7,8 milliards d’euros. Cet effet devrait être très limité pendant le 2ème semestre.




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France - Activités régulées 1

La hausse de l’EBE s’explique principalement par un effet prix positif estimé à 1,9 milliard d’euros, en raison d’achats des
pertes effectués à des prix de marché moins élevés qu’en 2023 (1,3 milliard d’euros) et de l’évolution du TURPE 2 (0,5
milliard d’euros).

La baisse des volumes acheminés hors effet climat de 0,6 TWh, a un impact limité en EBE.

EDF Renouvelables
L’EBE production de EDF Renouvelables progresse grâce à la hausse des volumes produits de 9,7 % provenant des mises
en service de parcs réalisées malgré des conditions de vent et d’ensoleillement moins favorables en France et des prix en
baisse. Par ailleurs, la hausse de l’EBE s’explique par la rotation du portefeuille, avec notamment des cessions de parc aux
Etats-Unis et au Brésil.

Dalkia
L’augmentation de l’EBE de Dalkia s’explique par la performance des activités commerciales notamment en France dans
les services d’efficacité énergétique et les activités de décarbonation. En revanche, les ventes d’électricité des installations
de cogénération sont en recul par rapport au 1er semestre 2023.

Industrie et Services
Le segment Industrie et Services intègre les activités du sous-groupe Framatome et celles des activités nucléaires de GE
Vernova, acquises le 31 mai 2024.
Les projets liés au nouveau nucléaire en France et au Royaume-Uni expliquent la hausse de l’EBE.
Les prises de commande s’établissent à environ 15,2 milliards d’euros à fin juin 2024, en nette hausse versus fin 2023
notamment grâce aux projets nouveau nucléaire en France et au Royaume-Uni, notamment le projet Sizewell C.
Avec TechnicAtome, Framatome a acquis Vanatome (Daher Valves) qui assure la conception, la fabrication et la
qualification de vannes et robinets pour le nucléaire et la défense.

Royaume-Uni
Le recul de l'EBE s'explique en particulier par une baisse des marges dans les segments des clients résidentiels et petites
entreprises. En effet, le 1er semestre 2023 avait bénéficié d’un recouvrement exceptionnel d’une partie des coûts supportés
lors de la crise de l'énergie.
La performance opérationnelle a été solide pour l'activité de production avec une baisse limitée à 0,1 TWh de la production
nucléaire à 18,1 TWh malgré les arrêts fortuits de Heysham 1 et Hartlepool. L’optimisation des arrêts planifiés et des prix
nucléaires réalisés plus élevés ont permis de compenser en grande partie l’impact de ces arrêts.

Italie
La hausse de l’EBE s’explique, dans les activités de production d’électricité, par la croissance des activités renouvelables
et en particulier une hausse de la production hydraulique grâce à des conditions d’hydraulicité exceptionnelles.
Les activités gaz bénéficient des bonnes performances d’optimisation du portefeuille de contrats gaz long terme.
Dans les activités de commercialisation, la croissance du portefeuille clients explique l’amélioration de l’EBE.

Autre international
En Belgique 3, la baisse de l’EBE s’explique essentiellement par une baisse des prix, malgré une meilleure production
nucléaire (+11 %) après une année 2023 marquée par l’arrêt de la centrale de Chooz, ainsi qu’une progression de la
production hydraulique (+32 %). De plus, les refacturations de la hausse des coûts relatifs aux déchets nucléaires de 2023
sont sans équivalent en 2024.
Au Brésil, l’EBE est en légère baisse du fait de l’indexation du prix de -4% du Power Purchase Agreement attaché à la
centrale d’EDF Norte Fluminense en novembre 2023, malgré une hausse des revenus des services système.

Autres métiers
La hausse de l’EBE des activités gazières pour 271 millions d’euros s’explique par une amélioration des marges des actifs
gaziers du Groupe dans l’activité de stockage et de vente de gaz, malgré une moindre activité du terminal de Dunkerque.
L’EBE d’EDF Trading est en baisse de 981 millions d’euros dans un contexte de recul des prix et des volatilités sur les
marchés de gros.




1
Activités régulées comprenant Enedis, ÉS et les activités insulaires
2
Indexation du TURPE 6 distribution de +6,51 % au 1er août 2023.
3
Luminus et EDF Belgium


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4.5 Résultat d’exploitation

Le résultat d’exploitation consolidé du Groupe s’élève à 9 646 millions d’euros au premier semestre 2024, en hausse de 1
032 millions d’euros (977 millions d’euros en organique) par rapport au premier semestre.


1er 1er
semestre semestre Variation Variation
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en %

EBE 18 688 16 106 2 582 16.0

Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés
Énergie et
Matières Premières, hors activités de trading 696 (276) 972 n.a.

Dotations aux amortissements * (5 772) (5 472) (300) 5,5

(Pertes de valeur) / reprises (276) (48) (228) n.a.

Autres produits et charges d’exploitation (3 690) (1 696) (1 994) n.a.

RÉSULTAT D’EXPLOITATION 9 646 8 614 1 032 12,0

n.a. : non applicable
*Les dotations aux amortissements incluent les dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en
concession.



Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Énergie et Matières
Premières hors activités de trading
Les variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Énergie et Matières Premières hors activités de trading
augmentent fortement, à hauteur de 972 millions d’euros, du fait notamment du dénouement de positions latentes 2023,
malgré un contexte de recul des prix et de la volatilité des marchés de commodités.



Pertes de valeur/reprises
Les pertes de valeur enregistrées au premier semestre 2024 s’élèvent à 276 millions d’euros et portent principalement sur
les actifs de Nuward (Smal Modular reactors), le projet de développement de petit réacteur modulaire (SMR) du Groupe
EDF. En effet, à l’issue des travaux d’ingénierie et d’analyse du marché menés au 1er semestre, Nuward a décidé de faire
pivoter le projet vers une nouvelle orientation basée sur un nouveau design s'appuyant sur des briques technologiques
éprouvées et plus en adéquation avec les conditions de marché.



Autres produits et charges d’exploitation
Les autres produits et charges d’exploitation sur le premier semestre 2024 correspondent à une charge nette de 3 690
millions d’euros, en augmentation de 1 994 millions d’euros par rapport au premier semestre 2023.
Cette variation est principalement due, sur le segment France – Activités de production et commercialisation, aux dotations
complémentaires liées aux provisions pour gestion du combustible usé en France et à la dépréciation des coûts
immobilisés au titre de la révision du scénario des coûts d’entreposage des combustibles usés de (3 203) millions d'euros.
Sur le segment Italie, une provision complémentaire de (379) millions d'euros dans le cadre de l'accord environnemental
avec ENI a été dotée.




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4.6 Résultat financier

1er semestre 1er semestre Variation Variation
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en %

Coût de l’endettement financier brut (2 026) (1 857) (169) 9,1

Effet de l’actualisation (1 288) (1 977) 689 -34,9

Autres produits et charges financiers 3 301 2 304 997 43,3

RÉSULTAT FINANCIER (13) (1 530) 1 517 -99,2


Le résultat financier représente une charge de 13 millions d’euros, en nette amélioration de 1 517 millions d’euros par
rapport au 1er semestre 2023 en raison de :

• la bonne performance du portefeuille des actifs dédiés avec un rendement de 5,5 % (comme au 1er semestre
2023), permise par l’évolution favorable des marchés financiers, et en particulier des marchés actions, contribuant
à l’amélioration des autres produits et charges financiers de 997 millions d’euros ;
• la baisse de la charge de désactualisation de 689 millions d’euros, principalement liée à la hausse de 10 points
de base du taux réel d’actualisation des provisions nucléaires en France en 2024. Il était resté stable au 1er
semestre 2023 ;
• la hausse de 169 millions d’euros du coût de l’endettement financier brut modérée par la gestion active de la
dette, dans un contexte de hausse des taux d’intérêt.


Le résultat financier courant s’établit à (1 678) millions d’euros, contre (2 937) millions d’euros au premier semestre 2023,
en hausse de 1 259 millions d’euros. Il est retraité des éléments non récurrents, dont en particulier la variation de juste
valeur du portefeuille d’actifs dédiés.




4.7 Impôts sur les résultats
La charge d’impôt sur les résultats s’élève à 2 466 millions d’euros au 30 juin 2024, correspondant à un taux effectif
d’impôt de 25,6 % (contre une charge de 1 323 millions d'euros au 30 juin 2023, correspondant à un taux effectif d’impôt
de 18,7 %).

La variation de (1 143) millions d’euros est notamment liée à l’augmentation de 2 549 millions d’euros du résultat avant
impôt du Groupe, générant une charge d’impôt supplémentaire de (658) millions d’euros.
Elle est également expliquée par l’absence de nouvelle reconnaissance majeure d’impôts différés actifs au 1er semestre
2024 dans la mesure où, au 31 décembre 2023, l’actif d’impôts différés constaté au titre de la perte réalisée en 2022 par
le groupe d’intégration fiscale France avait été intégralement reconnu pour 6 103 millions d’euros. Au 30 juin 2023, une
reconnaissance partielle d’impôts différés sur ce déficit fiscal avait été constatée à hauteur de 385 millions d’euros. Au 30
Juin 2024, il n’y a pas d’évènement qui remettrait en cause la reconnaissance intégrale de cet actif sur un horizon de 10
ans.

Retraité des éléments non récurrents (principalement les variations de plus et moins-values latentes sur le portefeuille
d’actifs financiers et les commodités), le taux effectif d’impôt ressort à 25,0 % au 30 juin 2024 contre un taux de 18,9 %
au 30 juin 2023.




4.8 Résultat net
Le résultat net courant s’élève à 8 354 millions d’euros. La hausse de 2 087 millions d’euros reflète notamment la forte
croissance de l’EBE diminuée de la charge d’impôt.
Le résultat net part du Groupe s’élève à 7 039 millions euros, en progression de 1 231 millions d’euros. Outre la forte
augmentation du résultat net courant, la variation s’explique notamment par les éléments après impôt suivants :
• la nouvelle estimation des coûts prévisionnels d’entreposage des combustibles usés en France pour 2 376 millions
d’euros ;
• la variation de juste valeur des titres de dettes et de capitaux propres pour (360) millions d’euros ;
• la variation de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières premières pour (729) millions d’euros
• la variation des pertes de valeur et dépréciations financières pour 422 millions d’euros
• la provision pour risque dans le cadre de la renégociation d’un avenant à l’accord traitement-recyclage avec Orano
pour (761) millions d’euros en 2023, sans équivalent en 2024.


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5 ENDETTEMENT FINANCIER NET, FLUX DE TRÉSORERIE
ET INVESTISSEMENTS
La variation de l’endettement financier net est détaillée dans le tableau ci-dessous.


(en millions d’euros) 1er semestre 2024 1er semestre 2023 Variation en valeur Variation en %
EBE 18 688 16 106 2 582 16,0
Neutralisation des éléments non monétaires
(1 045) 2 011 (3 056) n.a.
inclus dans l’EBE
EBE Cash 17 643 18 117 (474) -2,6
Variation du besoin en fonds de roulement
(706) (8 020) 7 314 -91,2
net
(1)
Investissements nets (11 055) (9 141) (1 914) 20,9
Autres éléments dont dividendes reçus des
(1) 38 (39) n.a.
entreprises associées
Cash-flow généré par les opérations (2) 5 881 994 4 887 x 4,92
Cessions d’actifs - (3) 3 100
Impôt sur le résultat payé (2 094) (1 125) (969) 86,1
Frais financiers nets décaissés (1 327) (1 083) (244) 22,5
Actifs dédiés 129 118 11 9,3
Dividendes versés en numéraire (736) (490) (246) 50,2
Cash-flow Groupe (3) 1 853 (1 589) 3 442 n.a.
Emissions TSDI - 1 377 (1 377) -100
Rachats TSDI (1 250) (1 371) 121 -8,8
Autres variations monétaires (190) (137) (53) 38,7
(Augmentation)/diminution de
l’endettement financier net, hors effet 413 (1 720) 2 133 n.a.
de change
Effet de la variation de change (184) (176) (8) 4,5
Autres variations non monétaires (94) 1 600 (1 694) n.a.
(Augmentation)/diminution de
l’endettement financier net des activités 135 (296) 431 n.a.
poursuivies
(Augmentation)/diminution de
l’endettement financier net des activités en - - - -
cours de cession
Endettement financier net ouverture 54 381 64 500 (10 119) -15,7
ENDETTEMENT FINANCIER NET CLÔTURE 54 246 64 796 (10 550) -16,3
n.a. non applicable


(1) Les investissements nets correspondent aux investissements opérationnels et aux investissements financiers de croissance, nets des
cessions. Ils incluent également les dettes nettes acquises ou cédées lors d’acquisitions ou de cessions de titres, les subventions
d’investissements ainsi que les participations de tiers. Ils ne comprennent pas les cessions Groupe.
(2) Le cash-flow généré par les opérations ne constitue pas un agrégat défini par les normes IFRS comme élément de mesure de la performance
financière et ne peut pas être comparé aux indicateurs ainsi dénommés par d’autres entreprises. Cet indicateur, appelé également Funds
From Opérations (FFO), comprend les flux de trésorerie nets générés par l’exploitation, la variation du besoin en fonds de roulement corrigés,
le cas échéant, d’effets non récurrents, les investissements nets (hors cessions Groupe), ainsi que d’autres éléments dont les dividendes
reçus des entreprises associées et des coentreprises.
(3) Le cash-flow Groupe ne constitue pas un agrégat défini par les normes IFRS comme élément de mesure de la performance financière et ne
peut pas être comparé aux indicateurs ainsi dénommés par d’autres entreprises. Il est égal au cash-flow généré par les opérations définis en
note (2) après cessions d’actifs, impôt sur le résultat payé, frais financiers nets décaissés, dotations nettes aux actifs dédiés et dividendes
versés en numéraire.




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5.1 Endettement financier net

L’endettement financier net correspond aux emprunts et dettes financières diminués de la trésorerie et des équivalents
de trésorerie ainsi que des actifs liquides. Les actifs liquides sont des actifs financiers composés de fonds ou de titres
de maturité initiale supérieure à trois mois, facilement convertibles en trésorerie et gérés dans le cadre d’un objectif de
liquidité.
L’endettement financier net atteint 54 246 millions d’euros, stable par rapport à fin 2023. L’impact favorable du cash-
flow positif est presque compensé par l’annonce du remboursement de l’obligation hybride émise en octobre 2018 pour
un montant nominal de 1 250 millions d’euros et du remplacement de son equity content par l’augmentation de capital
résultant de la conversion des Océane en 2023 1.
Les émissions obligataires réalisées pendant le 1er semestre pour un montant d’environ 5,5 milliards d’euros, la baisse du
niveau de la dette court terme et les remboursements anticipés de prêts bancaires permettent un allongement de la
maturité de la dette financière à 12,1 ans à fin juin 2024 (vs 11 ans à fin 2023) et la maîtrise du coût du financement dans
un contexte de hausse des taux.


1er 1er
semestre semestre Variation Variation
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en %
Emprunts et dettes financières 86 372 93 717 (7 345) -7,8
Dérivés de couvertures des dettes (1 381) (1 445) 64 -4,4
Trésorerie et équivalents de trésorerie (9 238) (8 074) (1 164) 14,4
Titres de dettes et de capitaux propres- actifs liquides (21 478) (19 314) (2 164) 11,2
Dérivés macro- couverture sur titres de dettes liquides (29) (88) 59 -67,0
ENDETTEMENT FINANCIER NET 54 246 64 796 (10 550) -16,3




1
Cf. communiqué de presse du 5 juin 2024. L’annonce du remboursement d’obligations hybrides qui a été effectué le 5 juillet 2024, entraine un
reclassement de l’hybride des capitaux propres en autres dettes financières au 30 juin 2024.


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5.2 Cash-flow Groupe

Le cash-flow Groupe s’établit à 1,9 milliard d’euros versus (1,6) milliard d’euros au 1er semestre 2023. Il s’explique par
un EBE cash de 17,6 milliards d’euros dû à une bonne performance opérationnelle malgré la baisse des prix de marché.
Le besoin en fonds de roulement augmente de 0,7 milliard d’euros dont :
- 3,8 milliards d’euros liés essentiellement à la hausse de la créance CSPE dans un contexte de baisse des prix de
marché entraînant une hausse du soutien aux producteurs d’énergies renouvelables
- (3,8) milliards d’euros liés à la baisse des prix sur les créances clients en France.
L’impact de l’activité d’optimisation/trading est neutre.


Ce cash-flow permet de financer des investissements nets de 11,1 milliards d’euros, en hausse de 1,9 milliard d’euros en
raison notamment des projets de nouveau nucléaire, dont Hinkley Point C, du développement et du renforcement des
réseaux et de la maintenance du parc nucléaire. Par ailleurs, le rachat des activités nucléaires de GE Steam Power
(Arabelle Solutions) et des 5% d’Assystem dans le capital de Framatome ont un impact sur la hausse des investissements
pour un montant total de 0,9 milliard d’euros.



Investissements nets
Les investissements nets (hors cessions) s’élèvent à 11 055 millions d’euros, en hausse de 1 914 millions d’euros par
rapport à 2023.


1er 1er
semestre semestre Variation Variation
(en millions d’euros) 2024 2023 en valeur en %
France - Activités de production et commercialisation 4 615 3 185 1 430 45%
France - Activités régulées 2 721 2 489 232 9%
EDF Renouvelables 1 075 1 300 (225) -17%
Dalkia 107 93 14 15%
Industrie et Services (113) 116 (229) -197%
Royaume-Uni 2 222 1 803 419 23%
Italie 213 167 46 28%
Autre international 164 (24) 188 -783%
Autres métiers 51 12 39 325%
INVESTISSEMENTS NETS 11 055 9 141 1 914 21%




Les investissements nets du segment France - Activités de production et commercialisation sont en hausse de 1 430
millions d’euros, principalement du fait de l’acquisition des activités nucléaire de GE Steam Power, du rachat des part
d’Assystem dans Framatome et de la montée en puissance du projet EPR 2.
Les investissements nets du segment France – Activités régulées sont en hausse de 232 millions d’euros en raison
notamment de l’augmentation des travaux de raccordements.
Au Royaume-Uni, la hausse des investissements nets de 419 millions d’euros traduit la montée en puissance du chantier
Hinkley Point C.
Les investissements d’EDF Renouvelables sont en baisse de 225 millions d’euros, en particulier en raison de moindres
développement au Brésil, en Amérique du Nord, en Chine, en France et au Royaume-Uni.
En Italie, les investissements nets sont en hausse de 46 millions d’euros principalement dans les activités renouvelables.
La hausse des investissements nets du segment Autre International est principalement liée à de nouveaux développements
en Asie et en Amérique du Nord.



Actifs dédiés
Conformément à la loi 2006-739 du 28 juin 2006 relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, EDF a
constitué un portefeuille d’actifs dédiés pour sécuriser le financement de ses engagements nucléaires de long terme (voir
section 7.1 « Informations générales concernant la Société » du Document d’enregistrement universel 2023).
D’une manière générale, les flux sur actifs dédiés correspondent :
• aux dotations permettant d’atteindre une couverture complète de ses engagements ;
• aux réinvestissements des produits financiers générés par ces actifs (dividendes et intérêts) ;


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• aux retraits d’actifs correspondant aux coûts encourus sur l’exercice dans le cadre des engagements nucléaires de
long terme entrant dans le périmètre de la loi du 28 juin 2006 ;
• aux retraits exceptionnels proposés aux organes de gouvernance de la gestion de ces actifs lorsque la valeur du
portefeuille excède le montant des engagements à financer, et dûment validés par ces organes.
À fin juin 2024, les flux nets de 129 millions d’euros correspondent aux deuxième et troisième catégories décrites ci-
dessus.



Dividendes versés en numéraire
A fin juin 2024, EDF a versé 736 millions d’euros au titre :
• de la rémunération aux porteurs de titres subordonnés à durée indéterminée (307 millions d’euros) ;
• des dividendes versés par les filiales du Groupe à leurs actionnaires minoritaires (429 millions d’euros)




5.3 Autres variations non monétaires
L’effet de change a un impact défavorable de (184) millions d’euros sur l’endettement financier net du Groupe, résultant
de l’appréciation du dollar américain et de la livre sterling par rapport à l’euro 1.


Les autres variations non monétaires s’élèvent à (94) millions d’euros à fin juin 2024 contre 1 600 millions à fin juin 2023.
Elles sont principalement constituées des nouveaux contrats de location (IFRS 16) et des intérêts courus sur les dettes
financières. Elles comprenaient également, en 2023, la conversion en action des obligations OCEANE par l’Etat français.




6 PERSPECTIVES FINANCIÈRES
Perspectives 2024
• EBE attendu en recul par rapport à 2023 du fait de la baisse rapide des prix de marché
• Production nucléaire en France attendue dans le haut de la fourchette 315-345 TWh 2



Objectifs 2026 3
• Endettement financier net / EBE : ≤ 2,5x
• Dette économique ajustée / EBE ajusté 4 : ≤ 4x




1
Appréciation de 2,68% de la livre sterling face à l’euro : 1,1815€/£ au 30 juin 2024 et 1,1507 €/£ au 31 décembre 2023 ; Appréciation de 3,22% du dollar
américain face à l’euro : 0,9341€/$ au 30 juin 2024 et 0,9050€/$ au 31 décembre 2023.
2
Sur la base du périmètre et des taux de change au 01/01/2024 et d’une hypothèse de production nucléaire en France relative au parc actuellement en
service (hors Flamanville 3) de 315 - 345 TWh en 2024 et 335 - 365 TWh en 2025 et 2026
3
Sur la base du périmètre et des taux de change au 01/01/2024 et d’une hypothèse de production nucléaire en France relative au parc actuellement en
service (hors Flamanville 3) de 315 - 345 TWh en 2024 et 335 – 365 TWh en 2025 et 2026.
4
Ratio à méthodologie S&P constante


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7 GESTION ET CONTRÔLE DES RISQUES MARCHÉS

7.1 Gestion et contrôle des risques financiers
La présente section expose la politique et les principes en matière de gestion des risques financiers du Groupe définis
dans le cadre stratégique de gestion financière (liquidité, change, taux d’intérêt, actions) et de la politique de gestion du
risque de contrepartie Groupe mise en place par EDF. Ces principes sont applicables à EDF et aux seules filiales
contrôlées opérationnellement ou qui ne bénéficient pas, par la loi, de garanties spécifiques d’indépendance de gestion
tels qu’Enedis. Conformément à la norme IFRS 7, les paragraphes suivants décrivent la nature des risques découlant des
instruments financiers en s’appuyant sur des analyses de sensibilité et les risques de crédit (contrepartie).
Une structure indépendante, le département Contrôle des Risques Financiers et Investissements (CRFI), rattachée à la
Direction des Risques Groupe est responsable de la maîtrise des risques financiers au niveau du Groupe, notamment par
le contrôle de la bonne application des principes du cadre stratégique de gestion financière. Elle a également pour
mission d’effectuer un contrôle de second niveau du risque de défaillance de contrepartie (méthodologie et organisation)
sur les entités EDF et les filiales du Groupe contrôlées opérationnellement (hors Enedis) ainsi qu’un contrôle de premier
niveau des activités de financement de la salle des marchés d’EDF SA. Le département CRFI assure également un contrôle
de deuxième niveau des activités de gestion du portefeuille des actifs dédiés.
Le département CRFI produit des rapports de suivi quotidien et hebdomadaire des indicateurs de risques concernant les
activités de la salle des marchés financiers d’EDF SA.
Des audits internes réguliers s’assurent de la mise en place effective des contrôles et de leur efficacité.

Position de liquidité et gestion du risque de liquidité
Position de liquidité
Les liquidités du Groupe, composées des actifs liquides, de la trésorerie et des équivalents de trésorerie, s’élèvent à 30
717 millions d’euros au 30 juin 2024, et les lignes de crédit disponibles s’établissent à 13 641 millions d’euros.
Au 30 juin 2024, les emprunts et dettes financières à moins d’un an du Groupe s’élèvent à 18 824 millions d’euros, dont
3 801 millions d’euros au titre des emprunts obligataires y compris les intérêts courus non échus. Ce montant intègre
également la trésorerie passive (dont 1 101 millions d’euros au titre des appels de marge sur dérivés et sur mises en
pensions de titres) et la dette liée à l’obligation locative. Les besoins associés pourront notamment être financés, le cas
échéant, à partir des liquidités et des lignes de crédit disponibles du Groupe, ainsi que des autres ressources court terme
évoquées ci-dessous.
Au 30 juin 2024, aucune société du Groupe n’a fait l’objet d’un défaut de paiement au titre de ses financements externes.



Gestion du risque de liquidité
Le groupe EDF a pu satisfaire ses besoins de financement par une gestion prudente de sa liquidité et a levé des
financements dans des conditions satisfaisantes. Le Groupe a ainsi réalisé sur le premier semestre 2024 :
Le 15 avril 2024, une émission obligataire senior de 2,1 milliards de dollars U.S. en 3 tranches :
• Obligation de 650 millions de dollars U.S., d’une maturité de 5 ans avec un coupon fixe de 5,650 %,
• Obligation de 650 millions de dollars U.S., d’une maturité de 10 ans avec un coupon fixe de 5,950 %,
• Obligation de 750 millions de dollars U.S., d’une maturité de 40 ans avec un coupon fixe de 6,000 %.
Le 13 mai 2024, une émission de 750 millions de dollars canadiens en 2 tranches d’obligations senior :
• Obligation de 350 millions de dollars canadiens, d’une maturité de 10 ans avec un coupon fixe de 5,3749 %,
• Obligation de 400 millions de dollars canadiens, d’une maturité de 30 ans avec un coupon fixe de 5,777 %.
Le 13 mai 2024, la signature de prêts bancaires verts dédiés au financement du parc nucléaire existant pour un montant
d’environ 5,8 milliards d’euros.
Le 11 juin 2024, une émission de 3 milliards d’euros en 3 tranches d’obligations senior vertes :
• Obligation de 1 milliard d’euros, d’une maturité de 7 ans avec un coupon fixe de 4,125 %,
• Obligation de 750 millions d’euros, d’une maturité de 12 ans avec un coupon fixe de 4,375 %,
• Obligation de 1,25 milliard d’euros d’euros, d’une maturité de 20 ans avec un coupon fixe de 4,750 %.


Par ailleurs, le 5 juin 2024, EDF a annoncé l’exercice de l’option de remboursement anticipé à la main d’EDF des
Obligations hybrides émises le 4 octobre 2018 pour un montant nominal de 1 250 millions d’euros (ISIN FR0013367612).
Ces obligations ont fait l’objet d’un remboursement le 5 juillet 2024.




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Enfin, EDF a remboursé de façon anticipée une partie de ses prêts bancaires, soit environ 4,3 milliards d’euros sur le
premier semestre 2024.


Au 30 juin 2024, les échéances résiduelles des passifs financiers (y compris intérêts) se présentent comme suit 1 :


30 juin 2024 Instruments de couverture (1) Garanties
données sur
(en millions d’euros) Dettes Swaps de taux Swaps de change emprunts
< 1 an 22 054 143 (291) 71
1 à 5 ans 32 954 (186) (1 220) 740
> 5 ans 86 660 29 (3 708) 464
TOTAL 141 668 (14) (5 219) 1 275
dont remboursement du nominal 86 372
dont charges d’intérêts 55 296
(1) Les données sur les instruments de couverture incluent les positions actives et passives.



Pour gérer le risque de liquidité, différents leviers spécifiques sont utilisés :
 le cash pooling qui centralise la trésorerie des filiales contrôlées : ce dispositif vise à mettre à la disposition d’EDF SA
les soldes de trésorerie des filiales afin d’optimiser la gestion des disponibilités du Groupe. Il propose aux filiales un
système leur garantissant des conditions financières de marché ;

 la centralisation du financement des filiales contrôlées : le financement de la variation du besoin en fonds de
roulement des filiales est effectué par la trésorerie du Groupe via la mise à disposition de lignes de crédit stand-by aux
filiales qui peuvent ainsi se financer en revolving auprès du du Groupe ;

 la gestion active et la diversification des sources de financement : le Groupe a accès à des ressources court terme
sur différents marchés dans le cadre de programmes de billets de trésorerie, NEU CP (Negotiable EUropean Commercial
Paper) et US CP (US Commercial Paper). Pour EDF, les plafonds sont respectivement de 12 milliards d’euros pour le
programme NEU CP et de 10 milliards de dollars pour les US CP ;

 la mise en pension de titres de dettes obligataires auprès de contreparties bancaires contre numéraire.

Au 30 juin 2024, les encours d’émissions de billets de trésorerie du Groupe sont de 3 703 millions d’euros de NEU CP et
100 millions de dollars US sur le programme US CP.

EDF a accès aux principaux marchés obligataires mondiaux, à savoir :
 le marché européen via son programme EMTN (Euro Medium Term Notes, plafond actuel à 50 milliards d’euros)
notamment pour des émissions en euros, livres sterling et francs suisses ;
 les marchés domestiques, qui sont en stand alone, notamment pour les émissions en dollars américains (144 A), yens
(samouraï) et dollars canadiens (Maple).


Au 30 juin 2024, EDF SA dispose d’un montant global de 12 894 millions d’euros de lignes disponibles (crédits syndiqués
et lignes bilatérales) :
 un crédit syndiqué de 4 milliards d’euros d’une maturité jusqu’en décembre 2025. Il n’a fait l’objet d’aucun tirage au
30 juin 2024 ;
 un crédit syndiqué social de 1,5 milliard d’euros d’une maturité jusqu’en décembre 2026. Il n’a fait l’objet d’aucun
tirage au 30 juin 2024 ;
 les lignes bilatérales représentent 7 394 millions d’euros de disponibilités avec des maturités s’échelonnant jusqu’en
juillet 2027.

Le niveau de ces disponibilités est très régulièrement revu pour assurer au Groupe un niveau suffisant de sécurité.

Les lignes de crédit avec la Banque Européenne d’Investissement ont été tirées intégralement par EDF SA au 30 juin 2024
pour un montant cumulé de 2 675 millions d’euros.
Edison dispose en outre d’une ligne de crédit avec la Banque Européenne d’Investissement pour un montant disponible
de 110 millions d’euros au 30 juin 2024.




1
Valorisation sur la base des cours de change et des taux d’intérêt au 30 juin 2024.


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Notation financière
Au 30 juin 2024, les notes à long et court termes attribuées aux entités du groupe EDF par les trois agences de notation
financière Standard & Poor’s, Moody’s et Fitch Ratings sont détaillées ci-dessous. Le 5 juin 2024, Standard & Poor’s a
revu les perspectives de « stable » à « positive » pour l’ensemble des entités, mettant en avant les fortes capacités de
production nucléaires retrouvées, et de très bons résultats opérationnels pour l’année 2023.


Société Agence Notation Long terme Notation Court terme
Standard & Poor’s BBB avec perspective positive A-2
EDF Moody’s Baa1 avec perspective stable P-2
Fitch Ratings BBB+ avec perspective stable F2

EDF Trading Moody’s Baa3 avec perspective stable n. a.

Standard & Poor’s BB- avec perspective positive B
EDF Energy Moody’s Baa3 avec perspective stable n. a.
Fitch Ratings BBB- avec perspective stable n. a.
Standard & Poor’s BBB avec perspective positive A-2
Edison
Moody’s Baa3 avec perspective stable n. a.
n. a. = non applicable.




Gestion du risque de change
Par la diversification de ses activités et de son implantation géographique, le Groupe est exposé aux risques de fluctuation
des parités de change, qui peuvent avoir un impact sur les écarts de conversion des postes de bilan, les charges
financières du Groupe, les fonds propres, les résultats et les taux de rentabilité interne (TRI) des projets.
Afin de limiter son exposition au risque de change, le Groupe a mis en place les principes de gestion suivants :
 financement en devises : le financement, par chaque entité, de ses activités est effectué dans la mesure des capacités
des marchés financiers locaux, dans sa monnaie fonctionnelle. Dans le cas où les financements sont contractés dans
d’autres devises, des instruments dérivés peuvent être utilisés pour limiter le risque de change ;
 adossement actif/passif : les actifs nets des filiales localisées hors zone euro exposent le Groupe à un risque de change.
Le risque de change au bilan consolidé sur les actifs en devises est géré par des couvertures de marché avec des dettes
émises ou contractées en devises ou un recours à des instruments financiers dérivés. La couverture des actifs nets en
devises respecte un couple rendement/risque, les ratios de couverture variant, selon les devises. Lorsque les
instruments de couverture ne sont pas disponibles ou lorsque leur coût est prohibitif, ces positions de change restent
ouvertes. Le risque qu’elles représentent est alors suivi par des calculs de sensibilité ;
 couverture des flux opérationnels en devises : de manière générale, les flux générés par les activités opérationnelles
d’EDF et de ses filiales sont libellés dans leur devise locale, à l’exception des flux liés aux achats de combustible
principalement libellés en dollars américains et de certains flux, de moindres montants, liés à des achats de matériel.
Selon les principes édictés par le cadre stratégique de gestion financière, EDF et ses principales filiales concernées par
le risque de change (EDF Energy, EDF Trading, Edison, EDF Renouvelables) ont à mettre en place des couvertures sur
les engagements fermes ou hautement probables liés à ces flux opérationnels futurs.


En conséquence de la politique de financement et de couverture du risque de change, la dette brute du Groupe, au 30 juin
2024 par devise et après couverture, se décompose comme indiqué dans le tableau ci-après :

STRUCTURE DE LA DETTE BRUTE AU 30 JUIN 2024, PAR DEVISE AVANT ET APRES COUVERTURE

Structure Incidence des
30 juin 2024 initiale de la instruments de Structure de la dette
(en millions d’euros) dette couverture (1) après couverture % de la dette
Emprunts libellés en euros (EUR) 49 506 24 894 74 400 86,1%
Emprunts libellés en dollars américains 22 068 (20 368) 1 700 2,0%
(USD)
Emprunts libellés en livres britanniques 9 782 (1 290) 8 492 9,8%
(GBP)
Emprunts libellés dans d’autres devises 5 016 (3 236) 1 780 2,1%
TOTAL DES EMPRUNTS 86 372 0 86 372 100%
(1) Couverture de dettes et de situations nettes des filiales étrangères.




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Le tableau ci-dessous présente l’impact en capitaux propres d’une variation des taux de change sur la dette brute du
Groupe au 30 juin 2024 :

SENSIBILITÉ DE LA DETTE BRUTE DU GROUPE AU RISQUE DE CHANGE

Dette après
instruments de Impact d’une variation Dette après variation
30 juin 2024 couverture convertie défavorable de 10 % défavorable de 10 %
(en millions d’euros) en euros du cours de change du cours de change
Emprunts libellés en euros (EUR) 74 400 74 400

Emprunts libellés en dollars américains 1 700 1 870
(USD) 170
Emprunts libellés en livres britanniques 8 492 9 341
(GBP) 849
Emprunts libellés dans d’autres devises 1 780 178 1 958
TOTAL DES EMPRUNTS 86 372 1 197 87 569


Du fait de la politique de couverture du risque de change, sur la dette brute du Groupe, le compte de résultat des sociétés
contrôlées est marginalement exposé au risque de change.



Gestion du risque de taux d’intérêt
L’exposition de l’endettement financier net du Groupe aux variations de taux d’intérêt recouvre deux types de risques :
un risque d’évolution des charges financières nettes sur les actifs et passifs financiers à taux variable et un risque
d’évolution de la valeur des actifs financiers placés à taux fixe. Ces risques sont gérés par le pilotage de la part de
l’endettement financier net à taux variable, défini à partir du couple rendement-risque sur les charges financières nettes
prenant en compte les anticipations d’évolution de taux d’intérêt.
Dans ce cadre, une partie de la dette est variabilisée, le Groupe pouvant être amené à utiliser des instruments dérivés
de taux dans une optique de couverture.
Au 30 juin 2024, la dette du Groupe après instruments de couverture se répartit en 54 % à taux fixe et 46 % à taux
variable.
Une augmentation annuelle uniforme des taux d’intérêt de 1 % entraînerait une augmentation des charges financières
d’environ 397 millions d’euros sur la base de la dette brute à taux variable à fin juin 2024 après couverture.
Le coût moyen de la dette Groupe (taux d’intérêt pondéré des encours) s’établit à 4,21 % à fin juin 2024.



STRUCTURE DE LA DETTE DU GROUPE ET SENSIBILITÉ AU RISQUE DE TAUX


Incidences Impact, en résultat,
30 juin 2024 Structure initiale des instruments Structure de la dette d’une hausse de 1 %
(en millions d’euros) de la dette de couverture après couverture des taux d’intérêt
À taux fixe 70 130 (23 464) 46 666 54%
À taux variable 16 242 23 464 39 706 46%
TOTAL DES EMPRUNTS 86 372 0 86 372 100%



Le risque de taux d’intérêt du Groupe est notamment lié à la valeur des engagements à long terme du Groupe dans le
domaine du nucléaire (voir la note 14 de l’annexe aux comptes consolidés résumés du semestre clos au 30 juin 2024) et à
ses engagements en matière de retraite et autres dispositions spécifiques en faveur du personnel (voir note 15 de l’annexe
aux comptes consolidés résumés du semestre clos au 30 juin 2024), qui sont actualisés avec des taux d’actualisation qui
dépendent des taux d’intérêt aux différents horizons de temps, ainsi qu’aux titres de créances détenus dans le cadre de
la gestion des actifs dédiés constitués pour couvrir ces engagements.




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Gestion du risque actions
Couverture des engagements sociaux d’EDF SA et d’EDF Energy
Les actifs de couverture des passifs sociaux d’EDF sont partiellement investis sur le marché des actions internationales
et européennes. L’évolution du marché actions impacte donc la valorisation de ces actifs et une évolution négative des
actions aurait un effet à la hausse sur le niveau des provisions enregistrées au bilan.
Les actifs couvrant les engagements sociaux d’EDF SA sont investis à hauteur de 33 % en actions fin juin 2024, soit un
montant de 3,2 milliards d’euros.
Au 30 juin 2024, le fonds de pension à prestations définies de EDF Energy, nommé EDF Group (EDFG) a une allocation
en actions et fonds actions (hors fonds de croissance diversifiés) constituant une exposition de 5,7% à fin juin 2024, ce
qui représente un montant de 328 millions de livres sterling.


Couverture des engagements nucléaires d’EDF
L’analyse du risque actions est détaillée ci-après en section « Gestion du risque financier sur le portefeuille d’actifs
dédiés d’EDF SA ».



Gestion du risque financier sur le portefeuille d’actifs dédiés d’EDF SA
Des actifs dédiés ont progressivement été constitués par EDF depuis 1999 pour sécuriser le financement de ses
engagements nucléaires de long terme. La loi du 28 juin 2006, codifiée au sein du code de l’environnement (articles L594-
1 à 14) et ses textes d’application ont défini les provisions non liées au cycle d’exploitation et qui doivent par conséquent
être couvertes par des actifs dédiés. Elles figurent en note 14.3 « Situation de couverture des obligations nucléaires de
long terme d’EDF » de l’annexe aux comptes consolidés résumés du semestre clos au 30 juin 2024.
La gestion du portefeuille d’actifs dédiés est réalisée sous le contrôle du Conseil d’administration et des Comités du
Conseil (Comité de suivi des engagements nucléaires – CSEN et Comité d’audit).
Le Comité d’expertise financière des engagements nucléaires (CEFEN) a pour mission d’assister l’entreprise et ses organes
sociaux sur les questions d’adossement actif/passif et de gestion d’actifs. Il est composé de personnalités indépendantes
de l’entreprise.


La bonne performance de 5,5% des actifs dédiés sur le 1er semestre 2024 permet, malgré l’impact sur les provisions
nucléaires à couvrir, du changement de scénario industriel sur l’entreposage des combustibles usés, un taux de
couverture des provisions nucléaires de 106,5% au 30 juin 2024. Ce taux présente une baisse contenue de 2% par rapport
au 31 décembre 2023 et une marge toujours significative au-dessus du seuil réglementaire de 100%. De ce fait, et malgré
l’impact prévu des provisions à constituer au titre du démantèlement de Flamanville 3 après la 1ère divergence attendue
courant 2024, le taux de couverture, hors dégradation des conditions de marché, devrait rester supérieur à 100% à horizon
fin 2024.


Principes de gouvernance et de gestion
Les principes de gouvernance qui définissent la structure des actifs dédiés ainsi que le processus de décision et de
contrôle de leur gestion sont validés par le Conseil d’administration d’EDF dans le cadre d’une politique de sécurisation
du financement des charges nucléaires, conformément à la réglementation. Ces principes précisent également les règles
de structuration du portefeuille d’actifs, de sélection des gestionnaires financiers, de structuration juridique, comptable
et fiscale des fonds.
L’allocation stratégique est déterminée à partir d’études actif/passif dont l’objectif est de définir le portefeuille cible le
plus adapté à la problématique de financement des engagements nucléaires de long terme. L’allocation stratégique est
validée par le Conseil d’administration d’EDF et revue tous les trois ans, sauf circonstances particulières. Une nouvelle
allocation stratégique a été validée en juin 2024 pour augmenter le couple rendement-risque. Cette allocation cible se
compose d’un portefeuille de rendement, d’un portefeuille de croissance et d’un portefeuille de taux représentant chacun
respectivement 29 %, 41 % et 30 % du portefeuille global. Le portefeuille de rendement est composé d’actifs immobiliers
et d’actifs d’infrastructure ; le portefeuille de croissance est composé d’actions et de fonds d’actions (cotés ou non) ; le
portefeuille de taux est composé d’obligations, de fonds de dette (cotés ou non) et de trésorerie. Ces portefeuilles sont
gérés par EDF Gestion et par EDF Invest.
La politique de répartition entre actifs de croissance et actifs de taux élaborée par le Comité de gestion opérationnelle 1
repose sur l’analyse des perspectives économiques et financières de chacun des marchés et zones géographiques, sur
l’étude des niveaux de valorisation des différents marchés ou segments de marchés ainsi que sur les analyses de risques
produites par le département Contrôle des Risques Financiers et Investissements.




1
Comité interne et organe permanent d’évaluation, de concertation et de décision opérationnelle en matière de gestion des actifs dédiés.


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COMPOSITION ANALYTIQUE ET PERFORMANCE DU PORTEFEUILLE DES ACTIFS DÉDIÉS D'EDF
Au 30 juin 2024, la valeur globale du portefeuille s’élève à 38 570 millions d’euros, contre 36 885 millions d’euros à fin
décembre 2023. L’évolution des actifs dédiés sur le premier semestre 2024, ainsi que leur décomposition en valeur de
réalisation et en valeur comptable, sont décrites en note 14.2 de l’annexe aux comptes consolidés résumés du semestre
clos au 30 juin 2024.




30/06/2024 31/12/2023
Performance
du premier
Composition Valeur de semestre Composition Valeur de Performance
(en millions d’euros) analytique réalisation 2024 analytique réalisation 2023
Actifs de rendement 23,9% 9 204 2,4% 23,4% 8 657 2,9%
Actifs de croissance 40,7% 15 706 12,6% 38,1% 14 036 17,5%
Actifs de taux 35,4% 13 660 0,4% 38,5% 14 192 7,9%
TOTAL DES ACTIFS DÉDIÉS 100,0% 38 570 5,5% 100% 36 885 10,2%




Exposition des actifs dédiés aux risques
Au titre du portefeuille d’actifs dédiés, EDF est exposé au risque sur les actions, ainsi qu’aux risques de taux et de
change.
Au 30 juin 2024 la valeur de marché des actions cotées des actifs dédiés d’EDF s’élève à 15 074 millions d’euros. Leur
volatilité s’établissait à 10,57% (sur la base de 52 performances hebdomadaires), comparée à 11,36 % à fin 2023. En
appliquant cette volatilité à la valeur des actifs actions cotées au 30 juin 2024, le Groupe estime la volatilité annuelle de
la part actions des actifs dédiés à 1 593 millions d’euros.
Au 30 juin 2024, la sensibilité des obligations cotées (12 878 millions d’euros) s’établit à 5,49 ; ce qui signifie qu’une
hausse uniforme des taux d’intérêt de 100 points de base se traduirait par une diminution de sa valeur de marché de 707
millions d’euros. La sensibilité était de 5,34 à fin décembre 2023.
.
Appréciation du taux de rendement prévisionnel des actifs dédiés
Conformément à la réglementation, compte tenu de l’allocation cible des actifs dédiés indiquée ci-dessus, les études de
simulation de taux de rendement prévisionnel dans les prochaines années, notamment les vingt prochaines années qui
sont un horizon proche de la duration des provisions nucléaires, font ressortir, avec une probabilité élevée, un taux de
rendement moyen projeté supérieur au taux d’actualisation des provisions nucléaires estimé au 30 juin 2024 à 4,7 % (voir
note 14 de l’annexe aux comptes consolidés résumés clos au 30 juin 2024).
La performance moyenne annualisée des actifs dédiés depuis 2004, date à laquelle la valeur des actifs dédiés a dépassé
1 milliard d’euros, ressort à 6,0 % au 30 juin 2024.


Dérogations en cours de validité et prescriptions accordées par l'autorité administrative en application des
articles D. 594-6 et D. 594-7 du code de l’environnement
La dérogation ministérielle du 31 mai 2018 obtenue par EDF, lui permettant d’augmenter, sous conditions, la part des
actifs non cotés (hors notamment les titres CTE et les actifs immobiliers) dans les actifs dédiés de 10 % à 15 % est
devenue sans objet suite au décret du 22 novembre 2023 qui actualise des règles d'investissements des actifs dédiés et
dans lequel les titres de la société CTE ne font plus l’objet de limites spécifiques.




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Gestion du risque de contrepartie/crédit
Le risque de contrepartie représente la perte potentielle encourue par le Groupe EDF dans l’hypothèse d’une défaillance
future de sa contrepartie. Le Groupe s’est doté d’une politique de gestion du risque de contrepartie appliquée à EDF et à
toutes les filiales contrôlées opérationnellement. Cette politique décrit la gouvernance associée à l’organisation de la
gestion et au suivi du risque de contrepartie. La politique prévoit aussi la réalisation d’une consolidation trimestrielle des
expositions du Groupe. Le département Contrôle des Risques Financiers et Investissements réalise un suivi étroit des
contreparties du Groupe (point quotidien sur les alertes et prise de mesures particulières avec certaines contreparties).
Le tableau ci-dessous détaille la répartition par classe de rating des expositions consolidées du groupe EDF au risque de
contrepartie. À fin mars 2024, les expositions du Groupe sont portées à 91% sur des contreparties de classe investment
grade, notamment en raison de la prépondérance d’expositions générées par l’activité trésorerie et gestion d’actifs, les
placements étant effectués essentiellement sur des actifs peu risqués.
Bonne qualité Faible qualité Sans notation
de crédit de crédit interne Total
au 31/12/2023 91% 8% 1% 100 %
au 31/03/2024 91% 8% 1% 100 %



La répartition des expositions au risque de contrepartie par nature d’activité est la suivante :
Achats de
combustible et
Distribution Trésorerie et trading
Achats Assurances et vente gestion d’actifs d’énergie Total
au 31/12/2023 10,4% 0,4% 13,2% 61,8% 14,2% 100 %
au 31/03/2024 10,5% 0,4% 12,9% 63,5% 12,7% 100 %

Les expositions des activités de trading d’énergie sont concentrées sur EDF Trading. Chaque contrepartie de cette filiale
se voit attribuer une limite en fonction de sa solidité financière. Différents moyens de réduction du risque de contrepartie
sont mis en œuvre au sein d’EDF Trading, notamment des accords de netting des positions, des accords de cash collateral
et la mise en place de garanties bancaires ou d’affiliés.
En ce qui concerne les contreparties qui traitent avec la salle des marchés d’EDF, un cadre de travail élaboré par le
Département CRFI spécifie les procédures d’autorisation des contreparties ainsi que la méthodologie de calcul des limites
attribuées. La consommation des limites peut être consultée en temps réel et fait l’objet d’une vérification quotidienne
systématique. La pertinence des limites est réexaminée avec réactivité en cas d’alerte ou d’évolution défavorable affectant
une contrepartie. Seules les contreparties bancaires, souveraines et corporate de bonne qualité de crédit sont autorisées
pour des montants et des maturités restreints.




7.2 Gestion et contrôle des risques marchés énergies
Politique de risques marchés énergies
Le groupe EDF opère, principalement en Europe, sur les marchés dérégulés de l’énergie à travers ses activités de
production, de commercialisation et de trading. Il est donc exposé aux fluctuations des prix de marché des énergies qui
peuvent affecter significativement ses états financiers.
En conséquence, une politique de risques marchés énergies portant sur l’ensemble des commodités énergies est mise en
œuvre par le groupe EDF et applicable à EDF et aux entités dont elle assure le contrôle opérationnel.
Cette politique vise à :
 définir le cadre général de gestion des risques marchés énergies dans lequel les différentes entités du Groupe exercent
leurs activités de gestion de portefeuille d’actifs (production, optimisation, commercialisation d’énergies) et trading
pour EDF Trading ;
 définir les responsabilités des gestionnaires d’actifs, du trader et des différents niveaux de contrôle des activités ;
 mettre en œuvre une politique de couverture coordonnée à l’échelle du Groupe, cohérente avec les engagements
financiers du Groupe ;
 consolider l’exposition des différentes entités dont EDF assure le contrôle opérationnel sur les différents marchés
structurés liés à l’énergie.
Un bilan annuel sur la mise en œuvre de cette politique est présenté par la Direction des Risques Groupe au Comité d’audit
du Conseil d’administration.
Pour les entités dont EDF n’assure pas le contrôle opérationnel, leur cadre de gestion des risques est revu dans leurs
instances de gouvernance.




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Organisation du contrôle et principe général de couverture
Le dispositif de contrôle des risques marchés énergies s’appuie, pour les entités dont le Groupe assure le contrôle
opérationnel, sur :
 un système de gouvernance et de mesure de l’exposition aux différents risques marchés, séparant clairement les
responsabilités de gestion et de contrôle des risques ;
 une délégation explicite donnée à chaque entité, définissant notamment les stratégies de couverture et les limites de
risques associées. Cet exercice permet au Comité exécutif de caractériser et suivre annuellement le profil de risque
consolidé sur ce périmètre en cohérence avec les objectifs financiers et de piloter ainsi la gestion opérationnelle des
risques marchés énergies sur les horizons de marchés (typiquement trois ans).
Le principe général de couverture repose sur :
 un netting des positions amont/aval ; couverture des ventes aux clients finaux par cession interne lorsque cela s’avère
possible ;
 une fermeture graduelle de l’essentiel des positions avant l’année budgétaire, sur la base d’une trajectoire de
couverture définie 1 permettant de capturer un prix moyen, avec une surpondération possible de l’année N-1 compte-
tenu des contraintes de liquidité sur les marchés à terme.
Le dispositif de contrôle des risques marchés énergies repose sur un système de mesure et d’indicateurs de risques,
comprenant notamment des procédures d’alerte en cas de dépassement de limites de risques et impliquant la Direction
du Groupe.
Les processus de contrôle sont régulièrement évalués et audités.



Principes de gestion opérationnelle et de contrôle des risques marchés énergies
Les principes de gestion opérationnelle et de contrôle des risques marchés énergies, pour les entités dont le Groupe
assure le contrôle opérationnel, s’appuient sur une séparation stricte des responsabilités pour la gestion des risques
marchés énergies, distinguant ce qui relève, d’une part, des gestionnaires d’actifs (production et commercialisation) et,
d’autre part, du trading.
Les gestionnaires d’actifs de production et de commercialisation ont la responsabilité de mettre en œuvre une stratégie
de gestion des risques qui lisse l’impact des risques marchés énergies sur la variabilité de leurs états financiers. Les
qualifications comptables de ces couvertures sont présentées en note 18.7 « Instruments dérivés et comptabilité de
couverture » de l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023. Ils restent néanmoins exposés aux tendances
structurelles d’évolution des prix à hauteur des volumes non encore couverts et aux incertitudes sur les volumes (ARENH,
disponibilité des moyens de productions, consommation des clients).
Dans le Groupe, pour les entités contrôlées opérationnellement, les positions sur les marchés énergies sont prises de
manière prépondérante par EDF Trading, qui est l’entité de trading du Groupe et met donc en œuvre la plus grande partie
des ordres d’achats / ventes du Groupe sur les marchés de gros. En conséquence, EDF Trading est soumis à un cadre de
gouvernance et de contrôle strict, notamment la réglementation européenne relative aux sociétés de trading.


EDF Trading intervient sur les marchés organisés ou de gré à gré, sur des instruments dérivés tels que les futures,
forwards, swaps et options (quelle que soit la qualification comptable au niveau du Groupe). Les expositions d’EDF
Trading sur les marchés énergies sont strictement encadrées par un suivi quotidien des limites, supervisées par le
management de la filiale et par la Direction chargée du contrôle des risques marchés énergies au niveau du Groupe.
De plus, des procédures d’alerte automatique des membres du Conseil d’administration d’EDF Trading ont été mises en
place en cas de dépassement de limites de risques (limite de valeur en risque) et de pertes (limite stop-loss). La valeur
en risque (Value at Risk ou VaR) désigne une mesure statistique de la perte potentielle maximale de valeur de marché
que peut subir un portefeuille en cas d’évolution défavorable des marchés sur une période et avec un intervalle de
confiance donnés 2.
Les limites spécifiques de capital en risque complètent la VaR pour les domaines (opérations sur marchés illiquides et
pour contrats long terme ou structurés) pour lesquels cet indicateur statistique est difficile à mettre en œuvre. La limite
stop-loss précise l’appétence au risque de l’activité de trading en fixant les pertes par rapport au maximum de la marge
trading atteint sur trois mois glissants. En cas de dépassement de ces limites, le Conseil d’administration d’EDF Trading
prend les mesures justifiées, qui peuvent inclure notamment la clôture de certaines positions.
Au premier semestre 2024, l’engagement d’EDF Trading sur les marchés a été encadré par une limite de VaR de 57
millions d’euros, une limite de capital en risque pour contrats long terme et une limite de capital en risque pour
opérations sur marchés illiquides de 250 millions d’euros chacune et une limite stop-loss de 180 millions d’euros.




1
Les cadres de gestion, approuvés chaque année par le Groupe pour chaque entité exposée aux risques marchés énergies, peuvent inclure des schémas
d’accélération ou de décélération autorisant à déroger à ces trajectoires définies en cas de franchissement de seuils de prix prédéfinis. Du fait de leur
caractère dérogatoire au principe général de couverture graduelle, la mise en place de tels schémas est strictement encadrée.
2
EDF Trading évalue la VaR par une méthode dite « de Monte Carlo » qui s’appuie sur les volatilités et les corrélations historiques estimées à partir des
prix de marché observés sur les 40 derniers jours ouvrés. La limite de VaR s’applique au portefeuille global d’EDF Trading.


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8 OPÉRATIONS AVEC LES PARTIES LIÉES
La nature des opérations avec les parties liées est détaillée dans la note 3.3 « Parties liées » de l’annexe aux comptes
consolidés résumés du semestre clos le 30 juin 2024.




9 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Les évènements postérieurs à la clôture sont décrits en note 20 de l’annexe des comptes consolidés résumés du
semestre clos le 30 juin 2024.




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ELECTRICITE DE FRANCE

Rapport des commissaires aux comptes
sur l’information financière semestrielle


(Période du 1ᵉʳ janvier 2024 au 30 juin 2024)
PricewaterhouseCoopers Audit KPMG SA
63, rue de Villiers Tour EQHO - 2, avenue Gambetta
92208 Neuilly-sur-Seine Cedex 92066 Paris la Défense Cedex
France France



Rapport des commissaires aux comptes
sur l’information financière semestrielle

(Période du 1ᵉʳ janvier 2024 au 30 juin 2024)



A l’Actionnaire Unique
ELECTRICITE DE France S.A.
22 AV DE WAGRAM
75382 PARIS CEDEX 08


En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée Générale, et en application de
l'article L. 451-1-2 III du code monétaire et financier, nous avons procédé à :

- l'examen limité des comptes semestriels consolidés résumés de la société ELECTRICITE DE France
S.A., relatifs à la période du 1ᵉʳ janvier 2024 au 30 juin 2024, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;
- la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité.

Ces comptes semestriels consolidés résumés ont été établis sous la responsabilité du Conseil
d'Administration. Il nous appartient, sur la base de notre examen limité, d'exprimer notre conclusion sur
ces comptes.

I - Conclusion sur les comptes

Nous avons effectué notre examen limité selon les normes d'exercice professionnel applicables en
France.

Un examen limité consiste essentiellement à s'entretenir avec les membres de la direction en charge des
aspects comptables et financiers et à mettre en œuvre des procédures analytiques. Ces travaux sont
moins étendus que ceux requis pour un audit effectué selon les normes d'exercice professionnel
applicables en France. En conséquence, l'assurance que les comptes, pris dans leur ensemble, ne
comportent pas d'anomalies significatives obtenue dans le cadre d'un examen limité est une assurance
modérée, moins élevée que celle obtenue dans le cadre d'un audit.

Sur la base de notre examen limité, nous n'avons pas relevé d'anomalies significatives de nature à
remettre en cause la conformité des comptes semestriels consolidés résumés avec la norme IAS 34,
norme du référentiel IFRS tel qu’adopté dans l’Union européenne relative à l’information financière
intermédiaire.

II - Vérification spécifique

Nous avons également procédé à la vérification des informations données dans le rapport semestriel
d'activité commentant les comptes semestriels consolidés résumés sur lesquels a porté notre examen
limité.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes
semestriels consolidés résumés.
ELECTRICITE DE FRANCE
Rapport des commissaires aux comptes sur l’information financière semestrielle
Période du 1ᵉʳ janvier 2024 au 30 juin 2024 - Page 2




Fait à Neuilly-sur-Seine et Paris La Défense, le 25 juillet 2024

Les commissaires aux comptes

PricewaterhouseCoopers Audit KPMG SA




Séverine SCHEER Cédric HAASER Marie GUILLEMOT Jacques-François LETHU
COMPTES CONSOLIDÉS RÉSUMÉS
DU SEMESTRE CLOS AU 30 JUIN 2024
Compte de résultat consolidé

(en millions d'euros) Notes S1 2024 S1 2023
Chiffre d’affaires 5.1 60 200 75 499
Achats de combustible et d’énergie 5.2 (27 857) (48 899)
Autres consommations externes(1) (4 701) (4 117)
Charges de personnel (8 360) (8 201)
Impôts et taxes 5.3 (3 062) (2 714)
Autres produits et charges opérationnels 5.4 2 468 4 538
Excédent brut d’exploitation 5 18 688 16 106
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières
6 696 (276)
premières hors activités de trading
Dotations aux amortissements (5 772) (5 472)
(Pertes de valeur)/reprises 10.3 (276) (48)
Autres produits et charges d’exploitation 7 (3 690) (1 696)
Résultat d’exploitation 9 646 8 614
Coût de l’endettement financier brut 8.1 (2 026) (1 857)
Effet de l’actualisation 8.2 (1 288) (1 977)
Autres produits et charges financiers 8.3 3 301 2 304
Résultat financier 8 (13) (1 530)
Résultat avant impôts des sociétés intégrées 9 633 7 084
Impôts sur les résultats 9 (2 466) (1 323)
Quote-part de résultat net des entreprises associées et des coentreprises 11 178 142
Résultat net des activités en cours de cession - -
RÉSULTAT NET CONSOLIDÉ 7 345 5 903
dont résultat net - part du Groupe 7 039 5 808
Résultat net des activités poursuivies 7 039 5 808
Résultat net des activités en cours de cession - -
dont résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 306 95
Activités poursuivies 306 95
Activités en cours de cession - -
(1) Les autres consommations externes sont nettes de la production stockée et immobilisée.




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État du résultat global consolidé

S1 2024 S1 2023
Part attribuable Part attribuable
aux participations aux participations
Part du ne donnant pas le Part du ne donnant pas le
(en millions d'euros) Notes Groupe contrôle Total Groupe contrôle Total
Résultat net consolidé 7 039 306 7 345 5 808 95 5 903
Juste valeur des couvertures de flux de trésorerie
Juste valeur des couvertures de flux de trésorerie -
17.5 1 497 (7) 1 490 6 552 42 6 594
variation brute
Juste valeur des couvertures de flux de trésorerie -
(385) 1 (384) (1 692) (35) (1 727)
effets d'impôt
Juste valeur des couvertures sur les investissements nets
Juste valeur des couvertures d'investissements nets -
17.5 (407) - (407) (341) - (341)
variation brute
Juste valeur des couvertures d'investissements nets -
13 - 13 147 - 147
effets d'impôt
Juste valeur des titres de dettes
Juste valeur des titres de dettes – variation brute 17.1.2 79 - 79 279 - 279
Juste valeur des titres de dettes – effets d’impôt (20) - (20) (72) - (72)
Juste valeur des coûts de couverture (écart de base entre
monnaies)
Juste valeur des coûts de couverture (écart de base entre
17.5 31 - 31 (17) - (17)
monnaies) - variation brute
Juste valeur des coûts de couverture (écart de base entre
(8) - (8) - - -
monnaies) - effets d'impôt
Écarts de conversion des entités contrôlées 727 264 991 746 355 1 101
Quote-part des éléments recyclables en résultat des
113 1 114 (132) - (132)
entreprises associés et des coentreprises
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres
1 640 259 1 899 5 470 362 5 832
recyclables en résultat
Juste valeur des titres de capitaux propres
Juste valeur des titres de capitaux propres – variation brute 17.1.2 2 - 2 3 - 3
Juste valeur des titres de capitaux propres – effets d’impôt - - - - - -
Écarts actuariels sur les avantages postérieurs à l’emploi
Écarts actuariels sur les avantages postérieurs à l’emploi –
15.1.2 529 52 581 499 (64) 435
variation brute(1)
Écarts actuariels sur les avantages postérieurs à l’emploi –
(140) (15) (155) 58 16 74
effets d’impôt(1)
Quote-part des éléments non recyclables en résultat des
17 - 17 18 - 18
entreprises associés et des coentreprises
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres
408 37 445 578 (48) 530
non recyclables en résultat
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres 2 048 296 2 344 6 048 314 6 362
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ 9 087 602 9 689 11 856 409 12 265
dont résultat global des activités poursuivies 9 087 602 9 689 11 856 409 12 265
dont résultat global des activités en cours de cession - - - - - -




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Bilan consolidé

ACTIF
(en millions d’euros) Notes 30/06/2024 31/12/2023
Goodwill 10.1 9 007 7 895
Autres actifs incorporels 10.1 11 903 11 300
Immobilisations de production, autres immobilisations corporelles et actifs au
10.2 105 668 100 587
titre du droit d’utilisation
Immobilisations en concessions de distribution publique d’électricité en France 10 67 188 66 128
Immobilisations en concessions des autres activités 10 6 522 6 544
Participations dans les entreprises associées et les coentreprises 11 9 448 9 037
Actifs financiers non courants 17.1 50 889 48 327
Autres débiteurs non courants 12.3 2 231 2 110
Impôts différés actifs 9 5 948 7 403
Actif non courant 268 804 259 331
Stocks 18 293 18 092
Clients et comptes rattachés 12.2 20 314 26 833
Actifs financiers courants 17.1 33 797 39 442
Actifs d’impôts courants 861 669
Autres débiteurs courants 12.3 9 476 9 074
Trésorerie et équivalents de trésorerie 9 238 10 775
Actif courant 91 979 104 885
Actifs détenus en vue de leur vente 3.2 554 596
TOTAL DE L’ACTIF 361 337 364 812


CAPITAUX PROPRES ET PASSIF
(en millions d’euros) Notes 30/06/2024 31/12/2023
Capital 13 2 084 2 084
Réserves et résultats consolidés 57 061 50 084
Capitaux propres – part du Groupe 59 145 52 168
Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle 13.4 13 787 11 951
Total des capitaux propres 13 72 932 64 119
Provisions liées à la production nucléaire – Aval du cycle, déconstruction des
14 63 291 60 206
centrales et derniers cœurs
Provisions pour avantages du personnel 15 15 606 15 895
Autres provisions 16 5 719 4 878
Provisions non courantes 84 616 80 979
Passifs spécifiques des concessions de distribution publique d’électricité en France 50 357 50 010
Passifs financiers non courants 17.2 69 845 69 724
Autres créditeurs non courants 12.5 5 873 5 685
Impôts différés passifs 782 978
Passif non courant 211 473 207 376
Provisions courantes 14, 15 et 16 7 773 7 294
Fournisseurs et comptes rattachés 12.4 16 240 19 687
Passifs financiers courants 17.2 28 911 38 103
Dettes d’impôts courants 870 1 111
Autres créditeurs courants 12.5 23 010 26 975
Passif courant 76 804 93 170
Passifs détenus en vue de leur vente 3.2 128 147
TOTAL DES CAPITAUX PROPRES ET DU PASSIF 361 337 364 812




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Tableau de flux de trésorerie consolidé

(en millions d'euros) Notes S1 2024 S1 2023
Opérations d'exploitation :
Résultat net consolidé 7 345 5 903
Résultat net des activités en cours de cession - -
Résultat net des activités poursuivies 7 345 5 903
Pertes de valeur / (reprises) 276 45
Amortissements, provisions et variations de juste valeur 6 707 9 389
Produits et charges financiers 759 1 096
Dividendes reçus des entreprises associées et des coentreprises 83 384
Plus ou moins-values de cession 184 157
Impôt sur les résultats 2 466 1 322
Quote-part du résultat net des entreprises associées et des coentreprises (178) (141)
Variation du besoin en fonds de roulement 12.1 (706) (8 020)
Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation 16 936 10 135
Frais financiers nets décaissés (1 327) (1 083)
Impôts sur le résultat payés (2 094) (1 125)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation poursuivies 13 515 7 927
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation en cours de cession - -
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation 13 515 7 927
Opérations d'investissement :
Investissements en titres de participation déduction faite de la trésorerie acquise (503) 33
Cessions de titres de participation déduction faite de la trésorerie cédée 109 62
Investissements incorporels et corporels(1) (11 421) (10 052)
Produits de cessions d'immobilisations incorporelles et corporelles 66 79
Variations d'actifs financiers (1 577) (1 070)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement poursuivies (13 326) (10 948)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement en cours de cession - -
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement (13 326) (10 948)
Opérations de financement :
Augmentation de capital EDF - -
Transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle(2) 991 862
Dividendes versés par EDF 13.2 - -
Dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle (429) (190)
Flux de trésorerie avec les actionnaires 562 672
Émissions d'emprunts 17.2.2.1 13 777 9 465
Remboursements d'emprunts 17.2.2.1 (16 144) (10 498)
Émissions de titres subordonnés à durée indéterminée (TSDI) 13.3 - 1 377
Rachats de titres subordonnés à durée indéterminée 13.3 - (820)
Rémunérations versées aux porteurs de titres subordonnés à durée indéterminée 13.3 (307) (300)
Participations reçues sur le financement d’immobilisations en concession et subventions
192 101
d'investissements reçues
Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement (2 482) (675)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement poursuivies (1 920) (3)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement en cours de cession - -
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement (1 920) (3)
Flux de trésorerie des activités poursuivies (1 731) (3 024)
Flux de trésorerie des activités en cours de cession - -
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (1 731) (3 024)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L’OUVERTURE 10 775 10 948
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (1 731) (3 024)
Variations de change 97 36
Produits financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie 156 96
Autres variations non monétaires (59) 18
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE 9 238 8 074
(1) Les investissements incorporels et corporels comprennent (9 663) millions d'euros d'acquisitions d'immobilisations corporelles ((8 578) millions d'euros en
2023), (1 151) millions d'euros d'acquisitions d'immobilisations incorporelles ((868) millions d'euros en 2023) et (606) millions d'euros de variations des dettes
fournisseurs d'immobilisations ((606) millions d'euros en 2023).
(2) Comprenant notamment en 2024, au Royaume-Uni, l'augmentation de capital du gouvernement britannique dans le projet Sizewell C pour 1 086 millions
d'euros ainsi que le rachat des parts minoritaires de Framatome détenues par Assystem pour (205) millions d'euros. Comprenant en 2023, un montant de
776 millions d'euros au titre des augmentations de capital de CGN dans NNB Holding (HPC) et de HMG dans NNB Holding (SZC) Ltd.




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Variation des capitaux propres consolidés
La variation des capitaux propres du 1er janvier au 30 juin 2024 se présente comme suit :


Écarts de Capitaux propres
réévaluation des Autres attribuables aux
instruments réserves Capitaux participations ne Total
Actions Écarts de financiers (OCI consolidées propres part donnant pas le capitaux
(en millions d'euros) Capital propres conversion recyclable)(1) et résultats(2) du Groupe contrôle propres
CAPITAUX PROPRES AU 31/12/2023 2 084 - (19) (1 732) 51 835 52 168 11 951 64 119
Gains et pertes comptabilisés en capitaux
- - 833 807 408 2 048 296 2 344
propres
Résultat net - - - - 7 039 7 039 306 7 345
Résultat global consolidé - - 833 807 7 447 9 087 602 9 689
Rémunération des titres subordonnés à
- - - - (307) (307) - (307)
durée indéterminée (TSDI)
Émissions / rachats TSDI - - - - (1 243) (1 243) - (1 243)
Dividendes distribués - - - - - - (450) (450)
Autres variations(3) - - - - (560) (560) 1 684 1 124
CAPITAUX PROPRES AU 30/06/2024 2 084 - 814 (925) 57 172 59 145 13 787 72 932
(1) Les variations de réserves recyclables en résultat (Other Comprehensive Income – OCI recyclable) sont détaillées dans l’état du Résultat Global. Elles
correspondent aux effets des évaluations en valeur de marché des titres de dettes ainsi que des instruments financiers de couverture de flux de trésorerie et
d’investissements nets à l’étranger, y compris les montants transférés en résultat au titre du recyclage pour les contrats de couverture dénoués et les titres de
dettes cédés. Elles incluent également les variations de valeur des coûts de couverture relatives à l’écart de base entre monnaies (foreign currency basis
spread) sur les swaps de devises (cross-currency swaps).
(2) Les variations de juste valeur en OCI non recyclable sont présentées dans cette colonne.
(3) Les « autres variations » des capitaux propres attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle comprennent notamment en 2024, au Royaume-Uni,
l'augmentation de capital du gouvernement britannique dans le projet Sizewell C pour 1 225 millions d'euros.



La variation des capitaux propres du 1er janvier au 30 juin 2023 se présente comme suit :


Écarts de Capitaux propres
réévaluation des Autres attribuables aux
instruments réserves Capitaux participations ne Total
Actions Écarts de financiers (OCI consolidées propres part donnant pas le capitaux
(en millions d'euros) Capital propres conversion recyclable)(1) et résultats(2) du Groupe contrôle propres
CAPITAUX PROPRES AU 31/12/2022 1 944 (7) (175) (7 451) 40 029 34 340 12 272 46 612
Total des gains et pertes comptabilisés en
- - 616 4 843 592 6 051 314 6 365
capitaux propres
Résultat net - - - - 5 808 5 808 95 5 903
Résultat global consolidé - - 616 4 843 6 400 11 859 409 12 268
Rémunération des titres subordonnés à
- - - - (300) (300) - (300)
durée indéterminée (TSDI)
Émissions / rachats TSDI et OCÉANES 141 - - - 2 258 2 399 - 2 399
Dividendes distribués - - - - - - (209) (209)
Autres variations(3) - - - (1) (344) (345) 1 240 895
CAPITAUX PROPRES AU 30/06/2023 2 085 (7) 441 (2 609) 48 043 47 953 13 712 61 665
(1) Les variations de réserves recyclables en résultat (Other Comprehensive Income – OCI Recyclable) sont détaillées dans l’état du Résultat Global. Elles
correspondent, d’une part, aux effets des évaluations en valeur de marché des titres de dettes ainsi que des instruments financiers de couverture de flux de
trésorerie et d’investissements nets à l’étranger, et d’autre part, aux montants transférés en résultat au titre du recyclage pour les contrats de couverture
dénoués et les titres de dettes cédés.
(2) Les variations de juste valeur en OCI non recyclable sont présentées dans cette colonne.
(3) Sur le premier semestre 2023, les « Autres variations » des capitaux propres attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle incluent des
augmentations de capital versées par CGN dans NNB Holding (HPC) Ltd. pour 525 millions d’euros et par HMG dans NNB Holding (SZC) Ltd. pour 251 millions
d'euros.




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Sommaire de l'annexe aux comptes consolidés

NOTE 1 Référentiel comptable du Groupe 8 NOTE 12 Besoin en fonds de roulement (BFR) 28
1.1 Déclaration de conformité et référentiel 12.1 Composition et variation du besoin en fonds
comptable du Groupe 8 de roulement 28
1.2 Évolutions du référentiel comptable 8 12.2 Clients et comptes rattachés 28
1.3 Jugements et estimations de la Direction 9 12.3 Autres débiteurs 29
du Groupe 12.4 Fournisseurs et comptes rattachés 29
1.4 Méthodes d'évaluation spécifiques aux 12.5 Autres créditeurs 30
arrêtés intermédiaires 9
NOTE 13 Capitaux propres 31
NOTE 2 Synthèse des faits marquants 10
13.1 Capital social 31
NOTE 3 Périmètre de consolidation 11 13.2 Distributions de dividendes 31
3.1 Évolutions du périmètre de consolidation 11 13.3 Titres subordonnés à durée indéterminée 31
3.2 Actifs et passifs détenus en vue de leur vente 12 13.4 Participations ne donnant pas le contrôle
(intérêts minoritaires) 31
3.3 Parties liées 12
NOTE 14 Provisions liées à la production 32
NOTE 4 Informations sectorielles 13
nucléaire et actifs dédiés
NOTE 5 Excédent brut d’exploitation 14 14.1 Provisions nucléaires en France 33
5.1 Chiffre d’affaires 15 14.2 Actifs dédiés d’EDF 35
5.2 Achats de combustible et d’énergie 18 14.3 Situation de couverture des obligations
nucléaires de long terme d’EDF 36
5.3 Impôts et taxes 18
5.4 Autres produits et charges opérationnels 19 NOTE 15 Provisions pour avantages 37
du personnel
NOTE 6 Variations nettes de juste valeur 20
sur instruments dérivés énergie 15.1 Provisions pour avantages du personnel
et matières premières hors du Groupe 37
activités de trading 15.2 Hypothèses actuarielles 38

NOTE 7 Autres produits et charges 20 NOTE 16 Autres provisions, passifs 39
d’exploitation et actifs éventuels
16.1 Autres provisions pour déconstruction 39
NOTE 8 Résultat financier 21 16.2 Autres provisions 39
8.1 Coût de l'endettement financier brut 21 16.3 Passifs et actifs éventuels 40
8.2 Effet de l'actualisation 21
NOTE 17 Actifs et passifs financiers 42
8.3 Autres produits et charges financiers 21
17.1 Actifs financiers 42
NOTE 9 Impôts sur les résultats 22 17.2 Passifs financiers 44
17.3 Lignes de crédit non utilisées 45
NOTE 10 Actifs immobilisés 22
17.4 Juste valeur des emprunts 46
10.1 Goodwill et autres actifs incorporels 22 et dettes financières
10.2 Immobilisations corporelles 24 17.5 Variation de juste valeur des instruments 46
10.3 Pertes de valeur et reprises 26 financiers de couverture

NOTE 11 Participations dans les entreprises 27 NOTE 18 Indicateurs financiers 47
associées et les coentreprises 18.1 Résultat net courant 47
11.1 Coentreprise de Transport d’Électricité (CTE) 27 18.2 Endettement financier net 47
11.2 Taishan 27
NOTE 19 Engagements hors bilan 48
11.3 Autres participations 27
19.1 Engagements donnés 48
19.2 Engagements reçus 50

NOTE 20 Événements postérieurs à la clôture 50




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Annexe aux comptes consolidés
Électricité de France (EDF ou la « Société ») est une société anonyme de droit français, domiciliée en France (22-30, avenue de
Wagram, 75008 Paris).
Les comptes consolidés résumés (ci-après « les comptes consolidés ») reflètent la situation comptable de la Société et de ses
filiales (l’ensemble constituant le « Groupe ») ainsi que les intérêts du Groupe dans les entreprises associées, les partenariats
qualifiés d’activités conjointes et les coentreprises pour le semestre écoulé au 30 juin 2024.
Le Groupe est un énergéticien intégré présent sur l’ensemble des métiers de l’énergie : la production d’énergie (nucléaire,
hydraulique, éolienne et solaire, thermique…), le transport, la distribution, la commercialisation, le négoce, les services
énergétiques, la fabrication et la fourniture d’équipements et d’assemblages de combustibles nucléaires ainsi que les prestations
de services pour les réacteurs.
Les comptes consolidés du Groupe au 30 juin 2024 ont été établis sous la responsabilité du Conseil d’administration, qui les a
arrêtés en date du 25 juillet 2024.



Note 1 Référentiel comptable du Groupe
1.1 Déclaration de conformité et référentiel comptable du Groupe
En application du règlement européen 16/06/2002 du 19 juillet 2002 sur les normes internationales, les comptes consolidés du
semestre clos le 30 juin 2024 du groupe EDF sont préparés sur la base des règles de présentation, de reconnaissance et
d’évaluation des normes comptables internationales telles que publiées par l’IASB et approuvées par l’Union européenne
au 30 juin 2024. Ces normes internationales comprennent les normes IAS (International Accounting Standards),
IFRS (International Financial Reporting Standards) et les interprétations (SIC et IFRIC).
Les comptes consolidés semestriels sont établis conformément à la norme IAS 34 « Information financière intermédiaire ». Ils ne
comportent donc pas l’intégralité des informations requises pour des états financiers annuels complets. À ce titre, ils doivent
être lus conjointement avec les états financiers consolidés au 31 décembre 2023.
Les comptes consolidés du Groupe sont présentés en millions d’euros(1).
À l’exception des évolutions relatives au référentiel comptable détaillées en note 1.2 et des méthodes d'évaluation spécifiques
aux arrêtés intermédiaires précisées en note 1.4, les règles d’évaluation et méthodes comptables sont identiques à celles
appliquées et décrites dans la note 1.3 et dans les différentes notes concernées de l’annexe aux comptes consolidés
au 31 décembre 2023.

1.2 Évolutions du référentiel comptable

1.2.1 Amendements à IAS 7 « État des flux de trésorerie » et IFRS 7 « Instruments financiers » -
Accords de financement des dettes fournisseurs

L’IASB a publié en 2023 des amendements à IAS 7 et IFRS 7 pour préciser les informations, de nature quantitative et qualitative, à
fournir sur les accords de financement des dettes fournisseurs, dans l’objectif de comprendre les effets de ces accords sur les
passifs et les flux de trésorerie de l'entité, de même que sur son exposition au risque de liquidité.
L’application de ces amendements n’entraîne pas d’impacts significatifs sur les comptes du Groupe au 30 juin 2024.

1.2.2 Amendements à IAS 1 « Présentation des états financiers » - Classement des dettes en
courant / non courant et passifs non courants assortis de clauses restrictives

L’application des amendements suivants n’entraîne pas d’impacts significatifs sur les comptes du Groupe au 30 juin 2024, car les
informations présentées à ce titre dans les comptes sont conformes aux principes énoncés par ces amendements :
• Classement des dettes en courant / non courant : cet amendement clarifie les principes de classement d’un passif au bilan en
courant ou en non courant ;
• Passifs non courants assortis de clauses restrictives : cet amendement précise que les clauses restrictives (« covenants ») à
respecter après la date de clôture ne doivent pas affecter la classification en courant / non courant des passifs liés à la date de
clôture. Il vise par ailleurs à améliorer les informations à fournir sur les dettes long terme assorties de telles clauses.




(1) Les totaux des tableaux 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.



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1.3 Jugements et estimations de la Direction du Groupe
L’établissement des états financiers nécessite le recours à des jugements, estimations et hypothèses pour la détermination de la
valeur des actifs et des passifs, des produits et des charges de l’exercice ainsi que pour la prise en compte des aléas positifs et
négatifs existant à la date de clôture. En fonction de l’évolution des hypothèses considérées ou de conditions économiques
différentes de celles existantes en date de clôture, les montants, qui figureront dans les futurs états financiers du Groupe
pourraient différer significativement des estimations actuelles.
Dans un contexte de volatilité des marchés financiers et de l'énergie, les paramètres concourant aux estimations retenues sont
fondés sur des hypothèses macroéconomiques adaptées au cycle de très long terme des actifs du Groupe.
Les principaux jugements et estimations du Groupe sont décrits en note 1.3.4 de l’annexe aux comptes consolidés
au 31 décembre 2023.

1.4 Méthodes d'évaluation spécifiques aux arrêtés intermédiaires

1.4.1 Avantages du personnel

Le montant de l’engagement au titre des avantages postérieurs à l’emploi et des autres avantages à long terme au 30 juin est
calculé en projetant sur un semestre l’engagement de la clôture annuelle précédente, compte tenu des prestations versées et
des mouvements sur les actifs de couverture et ajusté le cas échéant des changements de régime.
En cas de modification, réduction ou liquidation de régime intervenant en cours de période, les hypothèses actuarielles et
l’évaluation des engagements sont mises à jour à la date du changement. À compter de cette date, le coût des services rendus et
l’intérêt net au titre des prestations définies sont ajustés en conséquence.
Hormis les situations visées précédemment, les hypothèses actuarielles entrant dans le calcul des engagements pour avantages
du personnel pour les arrêtés intermédiaires sont modifiées par rapport à celles utilisées lors des clôtures annuelles si des
évolutions significatives interviennent sur certains paramètres (par exemple le taux d’actualisation) (voir note 15.2).

1.4.2 Impôts sur les résultats

La charge d’impôt sur le résultat est calculée pour les comptes consolidés semestriels en appliquant au résultat comptable de la
période le taux d’impôt moyen annuel estimé pour l’année fiscale en cours pour chaque entité ou groupe fiscal. Le calcul tient
compte de la saisonnalité des opérations exceptionnelles affectant significativement la charge d’impôt sur le résultat.




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Note 2 Synthèse des faits marquants
Les principaux évènements et transactions significatifs du premier semestre 2024 du Groupe sont les suivants :
• Développements dans le nucléaire :
• EPR de Flamanville : à la suite de l’autorisation de mise en service par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) délivrée le 8 mai
2024, les équipes d’EDF ont effectué du 8 au 15 mai le chargement des 241 assemblages du combustible dans la cuve du
réacteur. (cf. communiqué de presse du Groupe du 8 mai 2024 et voir note 10.2) ;
• Sizewell C : l’Autorité de sûreté britannique (ONR) a octroyé en avril 2024 la licence de site nucléaire (Nuclear Site License)
nécessaire au démarrage de la construction de la centrale. La fabrication de certains équipements a été lancée et les travaux
sur site préalables au lancement de la construction ont débuté (voir note 10.2).
• Energies renouvelables :
• EDF Renouvelables et ses partenaires ont inauguré le Parc éolien en mer de Fécamp d’une capacité d’environ 500 MW
(cf. communiqué de presse d'EDF Renouvelables du 15 mai 2024) ;
• EDF Renouvelables a annoncé la construction de 1,2 GW de capacités de production d’électricité renouvelable en Afrique du
Sud, dont 763 MW d’éolien, 355 MW de solaire et 75 MW de stockage pour 1,65 milliard d’euros. Les différentes installations
seront progressivement mises en service entre 2024 et 2026 (cf. communiqué de presse d'EDF Renouvelables du
21 mai 2024) ;
• CEME 1 : le 8 juillet 2024, la plus grande centrale solaire du Chili d'une capacité de 480 MW a été inaugurée en présence des
autorités nationales, avec la participation des principaux acteurs du secteur énergétique. Elle sera exploitée par Generadora
Metropolitana, une coentreprise entre EDF et l’entreprise chilienne AME (cf. communiqué de presse du Groupe du
9 juillet 2024) ;
• EDF Renouvelables a annoncé la mise en service de son plus grand parc éolien en Amérique du Sud, le parc de Serra do
Seridó (Nord-Est du Brésil) qui est composé de 85 éoliennes pour une capacité installée de 480 MWc (cf. communiqué de
presse du Groupe du 18 juillet 2024).
• Opérations de financement :
Le Groupe a procédé à plusieurs émissions d'obligations sur le premier semestre 2024 pour un montant total de 5 536 millions
d'euros dont 3 000 millions d'euros d'émissions vertes (voir note 17.2.2) et a annoncé le 5 juin 2024 son intention d'exercer
l'option de remboursement des obligations hybrides émises le 4 octobre 2018 pour un montant nominal de 1 250 millions d'euros
le 5 juillet 2024 (voir note 13.3).
• Acquisitions et cessions :
EDF a finalisé l'acquisition des activités nucléaires de GE Steam Power le 31 mai 2024 (cf. communiqué de presse du Groupe du
31 mai 2024 et voir note 3.1.2).
• Projet d'entreprise :
Le Groupe a présenté à son Conseil d’administration « Ambitions 2035 », le projet d’entreprise du Groupe EDF : son objectif est
de bâtir le système électrique du futur au service des clients. La part de l’électricité doit doubler dans le mix énergétique mondial
d’ici 2050 pour tenir les objectifs de décarbonation en développant des solutions de flexibilité permettant de faire face à
l’intermittence des énergies renouvelables et aux besoins de consommation des clients.




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Note 3 Périmètre de consolidation
3.1 Évolutions du périmètre de consolidation

3.1.1 Évolutions du périmètre sur le premier semestre 2024

Sur le premier semestre 2024, le Groupe connaît les variations de périmètre de consolidation suivantes :
• l'acquisition le 25 janvier 2024 des 5 % détenus par Assystem, actionnaire minoritaire dans Framatome, portant la participation
d'EDF dans le groupe Framatome à 80,5 % ;
• l'acquisition le 31 janvier 2024 à hauteur de 50 % de Nordic Logistic, entrepôts logistiques situés en Suède, dans le cadre de la
gestion des actifs dédiés du Groupe. Cette participation est mise en équivalence dans les comptes du Groupe ;
• l'acquisition le 8 février 2024, dans le cadre d’un consortium, d’une participation de 40,05 % dans l’opérateur norvégien de
ferries électrifiés Fjord1 dans le cadre de la gestion des actifs dédiés du Groupe. Cette participation est mise
en équivalence dans les comptes du Groupe ;
• l'acquisition le 31 mai 2024 des activités nucléaires de GE Steam Power. Ce sous-groupe est consolidé par intégration globale
sous la dénomination Arabelle Solutions au sein du secteur « Industrie et Services » (voir note 3.1.2).
En 2023, le Groupe n'a pas connu d'évolution de périmètre ayant eu un impact significatif. Les évolutions ont porté sur les
cessions suivantes :
• la cession de la participation à hauteur de 50 % dans la centrale CCGT de Sloe aux Pays-Bas le 25 janvier 2023 ;
• la cession de 100 % de Suir Engineering par Imtech, filiale de Dalkia au Royaume-Uni, le 1er février 2023 ;
• la cession de la participation d'Edison de 11,25 % dans Reggane-Nord en Algérie le 12 octobre 2023.

3.1.2 Acquisition du sous-groupe Arabelle Solutions

Suite à la signature le 4 novembre 2022 d’un protocole d’accord avec General Electric et à la levée de l’ensemble des conditions
suspensives, en particulier l'obtention des autorisations réglementaires requises, l’acquisition des activités de GE Vernova portant
sur l’îlot conventionnel des centrales nucléaires (anciennement GE Steam Power) a été réalisée le 31 mai 2024.
Ces activités ont pour objet notamment la fourniture des équipements pour les nouvelles centrales nucléaires, dont les turbines
Arabelle, ainsi que la maintenance et les mises à niveau des équipements des centrales nucléaires existantes hors Amériques.
Les turbines à vapeur de GE Vernova peuvent notamment équiper les réacteurs de technologie EPR et EPR 2 (European
Pressurized Reactor) ainsi que les SMR (Small Modular Reactor). Cette transaction permet au groupe EDF de maitriser les
technologies et les compétences relatives à l’îlot conventionnel des centrales nucléaires, essentielles pour la pérennité du parc
nucléaire existant et les futurs projets et de s’enrichir de technologies et de compétences clés pour la filière nucléaire et la
sécurité énergétique européenne.
Les activités acquises, exercées en France et à l’international, représentaient en 2023 un chiffre d’affaires de 790 millions de
dollars US, dont environ 40 % réalisé avec le groupe EDF (environ 50 % en 2022). Cette acquisition est consolidée dans les
comptes du groupe EDF en intégration globale, depuis le 31 mai 2024 au sein du segment « Industrie et Services » qui intègre
désormais les activités du sous-groupe Framatome et celles des activités nucléaires de GE Vernova. Ces dernières, employant
environ 3 300 collaborateurs, seront sous le pilotage d’Arabelle Solutions, une filiale détenue à 100 % par EDF. Ces activités
regroupent 22 entités légales situées essentiellement en France, au Royaume-Uni et en Inde.
Le prix d'acquisition provisoire s'élève à 917 millions d'euros dont 309 millions d'euros correspondant à la trésorerie acquise. Le
prix d'acquisition sera ajusté sur la base des comptes de réalisation audités et des clauses contractuelles d'ajustements de prix.
Les flux entre la date d’acquisition et la date de clôture des comptes ne sont pas significatifs sur le résultat du Groupe.
Le bilan d'acquisition provisoire à la date de la transaction est détaillé ci-après. Ce bilan est avant éliminations des positions avec
les sociétés du Groupe. Ces éliminations concernent principalement les créances clients, les produits constatés d'avance et les
avances reçues.


ACTIF (en millions d’euros) Bilan d'acquisition CAPITAUX PROPRES ET PASSIF (en millions d'euros) Bilan d'acquisition
Immobilisations corporelles et incorporelles 166 Capitaux propres (38)
Actifs financiers et autres actifs non courants 68 Provisions non courantes 99
Impôts différés actifs 36 Passifs financiers et autres passifs non courants(1) 195
Actif non courant 270 Impôts différés passifs 1
Stocks 156 Passif non courant 295
Clients et comptes rattachés 185 Provisions courantes 40
Actifs financiers et autres actifs courants 387 Fournisseurs et comptes rattachés 219
Actifs d’impôts courants 23 Passifs financiers et autres passifs courants(1) 808
Trésorerie et équivalents de trésorerie 309 Dettes d’impôts courants 6
Actif courant 1 060 Passif courant 1 073
TOTAL DE L’ACTIF 1 330 TOTAL DES CAPITAUX PROPRES ET DU PASSIF 1 330
(1) Comprenant 830 millions d'euros de produits constatés d'avance sur
contrat long terme (dont 668 millions d'euros de part courante).




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Le goodwill provisoire calculé s'élève à 955 millions d'euros et correspond à l'estimation des avantages économiques futurs
attendus suite à cette acquisition.
Les travaux d’évaluation à la juste valeur des actifs et passifs identifiables sont en cours. La comptabilisation de l’opération au
30 juin 2024 est par conséquent provisoire et le Groupe dispose d’un délai de 12 mois pour réaliser cette évaluation définitive.
Le calcul du goodwill provisoire se détaille comme suit :


(en millions d’euros)
Actifs nets acquis (38)
Prix d'acquisition provisoire 917
GOODWILL PROVISOIRE 955




3.2 Actifs et passifs détenus en vue de leur vente
Au 30 juin 2024, les actifs et passifs détenus en vue de leur vente concernent principalement les actifs de stockage gaz au sein
d'Edison en Italie (Stoccaggio). Le 4 juin 2024, la société Snam SpA a déposé une offre ferme de rachat pour 100 % des parts de
Stoccaggio (cf. communiqué de presse d'Edison du 4 juin 2024).
La cession des actifs de stockage d'EDF Energy au Royaume-Uni, classés en actifs et passifs détenus en vue de leur vente au
31 décembre 2023, a été réalisée en mars 2024, sans impact significatif sur le compte de résultat, ni sur l’endettement net du
Groupe.
En application d’IFRS 5, les actifs et passifs détenus en vue de leur vente sont détaillés ci-dessous :


(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LEUR VENTE 554 596
Immobilisations corporelles et incorporelles 400 440
Autres actifs courants(1) 154 156
PASSIFS LIÉS AUX ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LEUR VENTE 128 147
Provisions et autres passifs non courants 107 137
Autres passifs courants(1) 21 10
(1) Les autres actifs et passifs courants sont composés d'éléments du besoin en fonds de roulement.



3.3 Parties liées
La nature des opérations avec les parties liées n’a pas connu d’évolution significative depuis le 31 décembre 2023. En particulier,
le Groupe continue à entretenir des relations significatives avec les entreprises du secteur public notamment avec le
Groupe Orano pour la fourniture, le transport et le retraitement du combustible nucléaire.




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Note 4 Informations sectorielles
L'information sectorielle est présentée conformément à la norme IFRS 8 « Secteurs opérationnels ».
Les données sectorielles s'entendent avant élimination intersecteurs et comprennent le cas échéant les effets en résultat
consécutifs aux revalorisations d'actifs et de passifs effectuées dans le cadre des prises de contrôle selon IFRS 3.
Au 30 juin 2024, suite à l'acquisition par le Groupe d'Arabelle Solutions le 31 mai 2024 (voir note 3.1.2), le secteur intitulé
« Framatome » a été renommé « Industrie et Services ». Ce secteur intègre ainsi les activités industrielles en lien avec la production
d’équipements et la fourniture de services pour les activités nucléaires portées par les entités Framatome et Arabelle Solutions.

4.1.1 Au 30 juin 2024

France – Activités France – Autre EDF
de production et Activités Industrie et Royaume- interna- Renouve- Autres Éliminations
(en millions d’euros) commercialisation régulées Services(1) Uni Italie tional lables Dalkia métiers(2) intersecteurs Total
Compte de résultat :
Chiffre d’affaires externe 24 647 10 450 1 009 9 035 7 159 2 146 683 2 597 2 474 - 60 200
Chiffre d’affaires intersecteurs 1 597 17 1 182 13 9 161 337 346 256 (3 918) -
CHIFFRE D’AFFAIRES 26 244 10 467 2 191 9 048 7 168 2 307 1 020 2 943 2 730 (3 918) 60 200
AUTRES CONSOMMATIONS
EXTERNES ET CHARGES DE (4 828) (2 629) (1 752) (931) (707) (503) (617) (1 720) (195) 821 (13 061)
PERSONNEL
EXCÉDENT BRUT
10 311 2 822 325 1 989 993 455 574 230 1 213 (224) 18 688
D’EXPLOITATION
RÉSULTAT D’EXPLOITATION 4 541 961 159 1 548 337 322 235 21 1 746 (224) 9 646
Bilan :
GOODWILL 135 223 2 452 5 049 143 55 198 630 122 - 9 007
IMMOBILISATIONS
INCORPORELLES ET 64 445 72 367 3 157 26 163 5 653 2 462 14 134 2 452 448 - 191 281
CORPORELLES
INVESTISSEMENTS
3 787 2 792 148 3 127 222 233 958 137 17 - 11 421
CORPORELS ET INCORPORELS
TOTAL ACTIF 214 144 73 844 6 309 18 576 3 450 19 099 15 358 5 012 5 545 - 361 337
EMPRUNTS ET DETTES
96 051 6 722 362 7 486 2 094 21 182 12 795 2 049 1 067 (63 436) 86 372
FINANCIÈRES
(1) Le secteur Industrie et Services inclut les activités des sous-groupes Framatome et Arabelle Solutions. Concernant Arabelle Solutions, les flux entre la date
d’acquisition et la date de clôture des comptes ne sont pas significatifs sur le résultat du Groupe (voir note 3.1.2).
(2) Le chiffre d’affaires du secteur opérationnel « Autres métiers » inclut la marge trading réalisée par EDF Trading pour 1 130 millions d’euros.




4.1.2 Au 30 juin 2023

France – Activités France – Autre EDF
de production et Activités Royaume- interna- Renouve- Autres Éliminations
(en millions d’euros) commercialisation régulées Framatome Uni Italie tional lables Dalkia métiers(1) intersecteurs Total
Compte de résultat :
Chiffre d’affaires externe 32 104 9 948 955 12 112 9 541 2 856 698 3 023 4 262 - 75 499
Chiffre d’affaires intersecteurs 2 518 30 1 004 28 2 243 287 388 393 (4 893) -
CHIFFRE D’AFFAIRES 34 622 9 978 1 959 12 140 9 543 3 099 985 3 411 4 655 (4 893) 75 499
AUTRES CONSOMMATIONS
EXTERNES ET CHARGES DE (4 426) (2 488) (1 572) (822) (630) (445) (630) (1 670) (329) 694 (12 318)
PERSONNEL
EXCÉDENT BRUT
8 641 1 176 307 2 266 828 508 433 220 1 924 (197) 16 106
D’EXPLOITATION
RÉSULTAT D’EXPLOITATION 5 451 (595) 144 1 893 302 (5) 88 5 1 528 (197) 8 614
Bilan :
GOODWILL 132 223 1 450 6 758 155 50 187 620 142 - 9 717
IMMOBILISATIONS
INCORPORELLES ET 62 066 69 818 2 891 30 786 5 906 2 244 12 372 2 316 464 - 188 863
CORPORELLES
INVESTISSEMENTS
3 180 2 562 122 2 580 158 155 1 173 111 11 - 10 052
CORPORELS ET INCORPORELS
TOTAL ACTIF 208 630 70 567 5 121 30 133 4 040 14 777 13 926 4 833 17 754 - 369 780
EMPRUNTS ET DETTES
100 132 5 162 256 7 705 1 828 17 704 10 748 1 992 2 790 (54 600) 93 717
FINANCIÈRES
(1) Le chiffre d’affaires du secteur opérationnel « Autres métiers » inclut la marge trading réalisée par EDF Trading pour 2 233 millions d’euros.




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Note 5 Excédent brut d’exploitation

(en millions d'euros) Notes S1 2024 S1 2023
Chiffre d’affaires 5.1 60 200 75 499
Achats de combustible et d’énergie 5.2 (27 857) (48 899)
Services extérieurs (9 018) (7 866)
Autres achats (hors services extérieurs, combustible et énergie) (2 216) (2 117)
Production stockée et immobilisée 6 390 5 736
(Dotations) et reprises de provisions sur autres consommations externes 143 130
Autres consommations externes (4 701) (4 117)
Charges de personnel (8 360) (8 201)
Impôts et taxes 5.3 (3 062) (2 714)
Autres produits et charges opérationnels 5.4 2 468 4 538
EXCÉDENT BRUT D’EXPLOITATION 18 688 16 106



L’excédent brut d’exploitation (EBE) du Groupe s’élève à 18 688 millions d’euros à fin juin 2024, soit une augmentation de
2 582 millions d’euros (+ 16 %) par rapport au premier semestre 2023.
Retraité des effets change et périmètre, l’EBE du Groupe connaît une augmentation organique de 2 530 millions d’euros. Cette
évolution concerne principalement les secteurs suivants :
• Sur le secteur France – Activités de production et commercialisation, l'augmentation organique de l’EBE de
1 670 millions d’euros s'explique principalement par une hausse de la production nucléaire (+ 19,4 TWh) et hydraulique
(+ 7,9 TWh) sur le premier semestre 2024 par rapport à celui de 2023. Les conséquences de cette hausse sont partiellement
compensées par des effets prix défavorables dans un contexte de baisse des prix de marché et de stabilité du niveau moyen
des tarifs réglementés de ventes d'électricité (TRVE).
• Concernant le secteur France – Activités régulées, l'augmentation organique de 1 646 millions d’euros provient essentiellement
d'Enedis dont les achats de pertes pour 2024 contractualisés en 2023 diminuent car réalisés dans un contexte de prix de
marché en baisse.
• L’EBE du secteur Autres métiers affiche une diminution organique de (711) millions d’euros, en raison principalement de la
baisse de marge trading sur les marchés européens, dans un contexte de normalisation des marchés des commodités.
• Enfin, concernant le secteur Royaume-Uni, la baisse organique de (344) millions d'euros s'explique en particulier par une baisse
des marges dans les activités de commercialisation des moyennes et grandes entreprises en lien avec la baisse des prix de
marché court terme, compensée partiellement par des prix de vente réalisés pour l'électricité d'origine nucléaire plus élevés
qu'au premier semestre 2023.




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5.1 Chiffre d’affaires

5.1.1 Évolutions réglementaires en France

Le cadre réglementaire relatif aux tarifs réglementés de vente d'électricité, aux tarifs d'utilisation des réseaux publics
d'électricité, à l'Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire Historique et au mécanisme de capacité est décrit dans la note 5.1 de
l'annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023.

Tarifs réglementés de ventes d’électricité en France (TRVE – Tarifs bleus)
La loi 2024-330 du 11 avril 2024 prévoit la suppression, à partir du 1er février 2025, du seuil de puissance de 36 kVA qui limite
actuellement la possibilité de souscrire au Tarif Réglementé de Vente. Cette évolution ne modifie pas les autres critères
d’éligibilité.

Mouvements tarifaires
Conformément à l'article L. 337-4 du Code de l’énergie, la Commission de régulation de l'énergie a la charge de transmettre
aux ministres chargés de l'économie et de l'énergie ses propositions motivées de TRV d'électricité. L’absence d’opposition de
ces derniers dans un délai de trois mois vaut approbation.
La comparabilité du chiffre d'affaires entre le premier semestre 2023 et le premier semestre 2024 est affectée par les
mouvements tarifaires présentés dans le tableau ci-dessous :

Date de la délibération Augmentation des tarifs bleus Augmentation des tarifs bleus Date de la décision Date de mise
de la CRE résidentiels en TTC et HT non résidentiels en TTC et HT tarifaire en œuvre
07/07/2022 Pas d'évolution Pas d'évolution 28/07/2022 01/08/2022
19/01/2023 15 % TTC (20,0 % HT) 15 % TTC (19,9 % HT) 31/01/2023 01/02/2023
22/06/2023 10 % TTC (10,0 % HT) 10 % TTC (10,0 % HT) 28/07/2023 01/08/2023
18/01/2024 9,5 % TTC (0,18 % HT) 5,7 % TTC (-3,55 % HT) 29/01/2024 01/02/2024


Dans une délibération du 18 janvier 2024, la CRE a proposé une augmentation moyenne HT de 0,18 % des tarifs bleus
résidentiels et une baisse moyenne de 3,55 % des tarifs bleus non résidentiels à compter du 1er février 2024. Cette
proposition a été suivie par la décision tarifaire du 29 janvier 2024. Par ailleurs, un arrêté du 25 janvier 2024 a précisé les
niveaux d’accises applicables du 1er février 2024 au 31 janvier 2025. Le cumul de ces évolutions a conduit à une augmentation
moyenne TTC de 9,5 % des tarifs bleus résidentiels et de 5,7 % des tarifs bleus non résidentiels.
La CRE ayant indiqué dans son communiqué de presse du 15 juillet 2024 l'absence d'évolution du TURPE 6 au 1er août 2024
les TRVE resteront inchangés à cette date.
Au 1er février 2023, l’État français avait décidé de prolonger le bouclier tarifaire en limitant l’augmentation des TRVE à
15 % TTC par rapport à ceux en vigueur depuis le 1er février 2022 pour l’ensemble des catégories de consommateurs éligibles.
Au 1er août 2023, l’État français avait décidé de réduire le bouclier tarifaire suite à l'augmentation des TRVE de 10 % TTC par
rapport à ceux en vigueur depuis le 1er février 2023. Ce mécanisme de bouclier tarifaire a pris fin au 1er février 2024.

Dispositif amortisseur électricité
Le IX de l’article 181 de la loi de finances du 30 décembre 2022 pour 2023 met en place un dispositif « d’amortisseur
électricité » ayant pour objectif d’accompagner les entreprises et les collectivités locales non éligibles au bouclier tarifaire,
face à la hausse des prix de l’électricité constatée dans leurs contrats en 2023. Cette aide s’applique aux TPE ayant un
compteur électrique d’une puissance supérieure à 36 kVA, aux PME et aux collectivités territoriales.
Pour rappel, le décret 2022-1774 du 31 décembre 2022, a précisé les modalités d’application de l’amortisseur électricité : les
clients éligibles bénéficient d’une réduction de prix pour 50 % des volumes consommés sur le mois considéré (dans la limite
de 90 % de leur consommation historique), calculée par différence entre le prix moyen de la part variable hors taxes et hors
TURPE de leur contrat sur l’année 2023 et le prix d’exercice fixé à 180 €/MWh, cette réduction étant plafonnée à 320 €/MWh.
Le décret 2023-61 du 3 février 2023 modifiant le décret 2022-1774 du 31 décembre 2022 a changé les paramètres
d’application de l’« amortisseur électricité » pour les sites de puissance souscrite supérieure à 36 kVA des TPE dont le prix
de la part variable de l'électricité, hors taxes, hors acheminement, moyen en euros par mégawattheure résultant de leur
contrat pour l'année 2023 excède 280 €/MWh en moyenne annuelle. La réduction de prix est alors appliquée sur 100 % du
volume consommé et calculée par différence entre le prix moyen de la part variable de leur contrat et le prix d’exercice de
230 €/MWh (au lieu de 180 €/MWh). Cette réduction est plafonnée à 1 500 €/MWh (au lieu de 320 €/MWh).
Les décrets 2023-1421 et 2023-1422 du 30 décembre 2023 précisent les modalités d’application de l’amortisseur électricité
pour 2024 : les clients éligibles bénéficient d’une réduction de prix de 75 % (100 % pour les Très Petites Entreprises) des
volumes consommés sur le mois considéré (dans la limite de 90 % de leur consommation historique), calculée par différence
entre le prix moyen de la part variable hors taxes et hors TURPE de leur contrat sur l’année 2024 et le prix d’exercice fixé à
250 €/MWh (230 €/MWh pour les Très Petites Entreprises).
Au 30 juin 2024, le dispositif du bouclier tarifaire électricité est compensé à hauteur de 1 698 millions d’euros, minoré par
une charge à payer au titre de l'amortisseurs d’électricité à hauteur de (272) millions d’euros. Le dispositif du bouclier
tarifaire gaz ayant pris fin au 1er juillet 2023, aucune subvention n’a été comptabilisée concernant ce dernier au 30 juin 2024
(voir note 5.4).




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Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE)
Les coûts supportés par les gestionnaires de réseau Enedis et RTE concernant la gestion des réseaux publics de distribution
et de transport d’électricité sont couverts par les Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics de transport et de distribution
d’Électricité (TURPE), visés aux articles L. 341-2 et suivants du Code de l’énergie, dès lors qu’ils correspondent à ceux d’un
gestionnaire de réseau efficace.
Ces tarifs s’appliquent aux utilisateurs raccordés aux réseaux de distribution ou de transport.

TURPE 6 Distribution et Transport
La CRE a adopté deux délibérations du 21 janvier 2021 (publiées au Journal officiel de la République française n°0096 du
23 avril 2021) portant décision sur le TURPE 6 Transport (HTB) et le TURPE 6 Distribution (HTA- BT), après avis favorable du
Conseil supérieur de l’énergie. Ces tarifs s’appliquent depuis le 1er août 2021 pour une durée d'environ 4 ans.
Dans sa délibération n°2024-122 du 26 juin 2024, le CRE propose une hausse du niveau moyen du TURPE Distribution de
+ 4,81 % au 1er août 2024. Pour rappel, l’évolution était de + 6,51 % au 1er août 2023 et de + 2,26 % au 1er août 2022, la CRE
ayant fixé la marge sur actif à 2,5 % et la rémunération additionnelle des capitaux propres régulés à 2,3 % dans sa
délibération 2021-13 du 21 janvier 2021.
Dans sa délibération n°2024-121 du 26 juin 2024, la CRE propose une hausse du niveau moyen du TURPE Transport de + 4,99 %
au 1er août 2024. Pour rappel, l’évolution était de + 6,69 % au 1er août 2023 et de -0,01 % au 1er août 2022, la CRE ayant fixé un
coût moyen pondéré du capital (CMPC) de 4,6 % nominal avant impôt dans sa délibération 2021-12 du 21 janvier 2021.
La CRE a publié le 15 juillet 2024 un communiqué de presse dans lequel elle indique que le ministre lui a fait part de son
intention de ne pas publier au Journal Officiel de la République Française les décisions de la CRE relatives à l’évolution des
grilles tarifaires au 1er août 2024 et de recourir à son délai de 2 mois lui permettant de demander de nouvelles délibérations sur
l’évolution du TURPE 6. La CRE indique que, par conséquent, les évolutions tarifaires ne s’appliqueront pas au 1er août 2024.
Par ailleurs, les utilisateurs du réseau public de transport, dont Enedis, ont bénéficié d’un versement anticipé exceptionnel
de RTE en février 2023 (restitution anticipée d’une partie du solde du compte de régularisation des charges et produits de
RTE). Le Groupe avait à ce titre reconnu un avoir à recevoir de la part de RTE de 1 723 millions d’euros au 31 décembre 2022.

Accès régulé à l'énergie nucléaire historique (ARENH)
Dispositif général
Au cours de l'année 2023, la CRE a notifié EDF à trois reprises des interruptions de livraisons d’ARENH, dont deux au titre de décisions
du Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), une au titre de
défaut de paiement des compléments de prix relatifs aux livraisons réalisées au cours de l’année 2022. Au cumul, ces interruptions
ont représenté un ruban de 5,2 MW. Il n’y a pas eu de notification d’interruption de livraison d’ARENH au premier semestre 2024.
S’agissant de l’ARENH attribuée au titre de l’année 2024, par sa délibération n°2023-330 du 26 octobre 2023, la Commission de
régulation de l'énergie a fixé, en application des dispositions du Code de l’énergie (article R. 336-14 du Code de l’énergie modifié par
le décret n°2022-1380 du 29 octobre 2022), la méthode de répartition des volumes d’ARENH en cas de demande exprimée
supérieure au volume global maximal fixé pour l’année 2024 et les critères d’évaluation des demandes d’ARENH (modalités de
contrôle et, éventuellement, de correction des demandes ARENH formulées par les fournisseurs alternatifs lors du guichet ARENH).
La délibération précise que les filiales contrôlées par EDF seront écrêtées intégralement (à l’exception des gestionnaires de
réseau qui ne le sont pas, comme précisé dans l'arrêté du 28 avril 2011) pour les volumes conduisant à un dépassement du
volume global maximal et qu’elles pourront contractualiser directement avec leur société mère un approvisionnement dans
des conditions identiques à celles de l’accord-cadre ARENH incluant, notamment, les conditions d’écrêtement auxquelles les
autres fournisseurs alternatifs sont soumis.
Le 15 novembre 2023, par sa délibération 2023-333, la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a délibéré une évolution
des règles de calcul du complément de prix ARENH dit CP2 versé par les fournisseurs alternatifs qui font des demandes
excessives d'ARENH par rapport à leurs volumes de ventes réels. Ces évolutions sont de nature à rendre plus dissuasive la
pénalité associée aux demandes excédentaires de ces fournisseurs au guichet ARENH.
Enfin, concernant le guichet de novembre 2023, la demande des fournisseurs (hors filiales EDF et gestionnaires de réseau)
pour livraison 2024 s’est élevée à 130,45 TWh. La CRE a ajusté certaines demandes à la baisse, pour un total de - 0,04 TWh
ce qui fixe le niveau de demande validé par la CRE à 130,41 TWh. La CRE a, par ailleurs, procédé à l’écrêtement des
demandes de chaque fournisseur dans la limite du volume global de 100 TWh. Le taux d’attribution s’élève in fine après
écrêtement à 76,68 %. À cela s’ajoutent les volumes cédés par EDF à ses filiales via les contrats répliquant le dispositif de
l’ARENH et les souscriptions au titre des pertes réseau (25,54 TWh).
Le décret 2024-556 publié le 18 juin 2024 a modifié la partie réglementaire du Code de l’énergie pour la mettre en cohérence
avec les évolutions législatives introduites par la loi de finances 2024 concernant le complément de prix ARENH. Le montant
du complément de prix CP1 collecté au titre des livraisons d’ARENH ayant lieu à compter de l’année 2023 ne sera plus
réparti entre les fournisseurs alternatifs mais versé à EDF en déduction des charges de service public. Cette modification est
sans impact dans le compte de résultat du Groupe.
La CRE a publié le 26 juin 2024 sa délibération 2024-125 portant décision sur les compléments de prix ARENH qui s'élèvent à
555,1 millions d'euros au titre du CP1 et 0,5 million d'euros au titre du CP2.




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Cadre de marché post ARENH
Le gouvernement a initié le 22 novembre 2023 une consultation qui précise les modalités envisagées pour garantir la
protection, la stabilité et la prévisibilité des factures des consommateurs d’électricité en France à l'expiration du dispositif
de l’ARENH le 31 décembre 2025.
À l'issue de cette consultation publique, un avant-projet de loi de souveraineté énergétique a été présenté par le
Gouvernement le 9 janvier 2024. Ces orientations fixent un cadre propice au développement de contrats de moyen et long
terme (produits de gros, offres de détail et partenariats industriels). Par ailleurs, il prévoit d'instituer un dispositif de
contribution composée d’une fraction des revenus du nucléaire en situation de prix élevés pour être redistribué aux
consommateurs par l’État. Ces orientations ne sont pas, à ce jour, retranscrites dans des textes législatifs.

Mécanisme de capacité
Pour l'année de livraison 2025, six sessions de marché se sont tenues avec les résultats suivants : 25,5 €/kW en octobre
2023, 25,0 €/kW en novembre 2023, 9,37 €/kW en décembre 2023, 20,01 €/kW en mars 2024, 19,99 €/kW en avril 2024 et
15,00 €/kW en juin 2024. Pour l'année de livraison 2026, une enchère s'est tenue en avril 2024 avec un prix de 15,54 €/kW.




5.1.2 Composition du chiffre d’affaires

Les différentes composantes du chiffre d’affaires sont les suivantes :


(en millions d’euros) S1 2024 S1 2023
Ventes d’énergie et de services liés à l’énergie 56 181 70 325
dont ventes d’énergie(1) 44 514 59 346
dont services liés à l’énergie (incluant les prestations d’acheminement(2)) 11 667 10 979
Autres ventes de biens et de services 2 889 2 941
Trading 1 130 2 233
CHIFFRE D’AFFAIRES 60 200 75 499
(1) Au 30 juin 2024, les ventes d’énergie incluent 2 048 millions d’euros de chiffre d’affaires liés aux opérations d’optimisation sur les marchés de gros de
l’électricité et du gaz contre 3 157 millions d’euros au 30 juin 2023. Ces opérations sont réalisées par certaines entités du Groupe, dans le but d’équilibrer l’offre
et la demande, dans le respect de la politique de gestion des risques du Groupe. Au 30 juin 2024, les principaux secteurs opérationnels vendeurs nets en euros
sur les marchés sont l’Italie (électricité) et Dalkia (électricité).
(2) Les prestations d’acheminement au sein de cette rubrique sont relatives aux gestionnaires de réseau de distribution Enedis, Electricité de Strasbourg et
EDF SA pour les zones non interconnectées. En revanche, celles relatives à EDF Energy et Edison apparaissent au sein de la rubrique ventes d’énergie car ces
entités sont qualifiées de principal au regard d’IFRS 15 tant sur la fourniture que sur l’acheminement. Pour ces deux entités, les prestations d’acheminement
sont sans impact sur le résultat car elles sont incluses dans le poste « Charges de transport et d’acheminement » en note 5.2.



Retraité des effets de change et périmètre, le chiffre d’affaires du premier semestre 2024 est en baisse de (15,6) milliards d'euros,
soit (20,7) %, principalement du fait de l’évolution des prix de l’électricité et du gaz.
Le chiffre d’affaires du secteur France – Activités de production et commercialisation est en baisse organique de (7,5) milliards
d’euros, soit (23,2) % par rapport au premier semestre 2023. Cette variation s’explique principalement par la baisse des prix de
ventes aux clients en offres marchés, induite par la baisse des prix de marché. Elle s’explique également par des effets prix de
l’énergie défavorables sur les obligations d’achat (effet neutre en EBE compte tenu du mécanisme de compensation par la CSPE des
charges liées aux obligations d'achat).
Le chiffre d'affaires du secteur Royaume-Uni est en baisse organique de (3,4) milliards d'euros, soit (28,1) % par rapport au
premier semestre 2023. Cette variation est principalement liée à l’impact de la baisse des prix de l’énergie sur les tarifs de vente
aux clients et ce, malgré une hausse des prix réalisés sur le nucléaire.
La diminution organique du chiffre d’affaires de l'Italie atteint (2,4) milliards d’euros, soit (24,8)% par rapport au premier semestre
2023. Cette évolution porte essentiellement sur l'activité gaz pour (1 526) millions d'euros et s'explique par une baisse des prix
compensée partiellement par une augmentation du volume vendu et, sur l'activité électricité pour (830 millions d'euros)
attribuable à la baisse des prix.
La baisse du chiffre d'affaires sur le secteur Autres métiers de (1,8) milliards d'euros, soit (42)% par rapport au premier semestre
2023 résulte principalement de la diminution de la marge Trading dans un contexte de baisse des prix et de normalisation de la
volatilité sur le marché européen.
Le secteur France - Activités régulées voit quant à lui son chiffre d'affaires augmenter de 502 millions d'euros (+5%), par rapport
au premier semestre 2023 principalement en lien avec la hausse des tarifs d'acheminement (TURPE).




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5.2 Achats de combustible et d’énergie
Les différentes composantes constituant les achats de combustible et d’énergie sont les suivantes :


(en millions d’euros) S1 2024 S1 2023
Achats consommés de combustible – production d’énergie(1) (8 005) (11 794)
Achats d’énergie(1) (15 090) (32 727)
Charges de transport et d’acheminement (4 732) (4 219)
Résultat lié à la comptabilité de couverture 113 (218)
(Dotations) / reprises de provisions liées au combustible nucléaire et aux achats d’énergie (143) 59
ACHATS DE COMBUSTIBLE ET D’ÉNERGIE (27 857) (48 899)
(1) Incluent au 30 juin 2024, en lien avec les opérations d’optimisation sur les marchés de gros de l’électricité et du gaz, 103 millions d'euros dans les achats
consommés de combustibles et 4 171 millions d’euros dans les achats d’énergie (respectivement 1 500 et 18 507 millions d’euros au 30 juin 2023).
Au 30 juin 2024, les principaux secteurs opérationnels acheteurs nets en euros sur les marchés sont la France – Activités de production et commercialisation
(gaz et électricité), le Royaume-Uni (gaz et électricité), Autre international (Luminus – gaz et électricité) et Dalkia (gaz). Au 30 juin 2023, il s’agissait des
mêmes secteurs.



Les « Achats consommés de combustible » comprennent les coûts relatifs aux matières premières pour la production d’énergie
(gaz, combustible nucléaire, et matières fossiles et en proportion peu significative charbon et fioul), les achats de prestations
rattachées au cycle du combustible nucléaire ainsi que les coûts relatifs aux mécanismes environnementaux (principalement
Certificats d’émission de gaz à effet de serre et Certificats d’énergie renouvelable).
La ligne « Achats d’énergie » intègre les achats effectués dans le cadre du mécanisme des obligations d'achat en France.
Retraités des effets de change et périmètre, les achats de combustible et d’énergie diminuent de (21,3) milliards d’euros par
rapport au 30 juin 2023 principalement sur les secteurs France - Activités de production et commercialisation pour
(11,5) milliards d’euros (essentiellement des achats d’électricité), Royaume-Uni pour (3,6) milliards d’euros (essentiellement des
achats de gaz et d’électricité) et Italie pour (2,6) milliards d'euros (principalement des achats de gaz).
En France, cette baisse s’explique principalement par la diminution des achats nets sur les marchés de gros en lien avec une
meilleure disponibilité des parcs de production nucléaire et hydraulique et une baisse des prix.

5.3 Impôts et taxes
Les différentes composantes des impôts et taxes sont les suivantes :


(en millions d'euros) S1 2024 S1 2023
Impôts et taxes sur rémunérations (202) (187)
Impôts et taxes liés à l’énergie (1 302) (1 275)
Autres impôts et taxes (1 558) (1 252)
IMPÔTS ET TAXES (3 062) (2 714)



Retraités des effets de change et périmètre, les impôts et taxes augmentent de (345) millions d'euros, soit 12,7 % en lien
notamment avec l'effet de la taxe sur les revenus de la réglementation Electricity Generator Levy au Royaume-Uni qui atteint
(387) millions d'euros à fin juin 2024, sans équivalent au premier semestre 2023, le secteur France - Activités de production et
commercialisation pour (116) millions d'euros (hausse des taxes locales), compensés par une absence de Captation des rentes
Infra-marginales du fait de la non prorogation de la mesure sur le secteur Autre international en Belgique pour 154 millions
d’euros, comptabilisée en « Autres impôts et taxes ».


Mécanisme européen de Captation des rentes infra-marginales de la production d'électricité (CRI)
Le mécanisme de CRI est décrit dans la note 5.4 de l'annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023. Le mécanisme
est prorogé en France pour l’exercice 2024 avec des amendements mineurs sur les seuils de déclenchement et les modalités
de calcul.
Par conséquent, au sein du groupe EDF en France, sont concernées par la CRI, EDF SA (aucune taxation au titre du premier
semestre 2024 en raison de reports déficitaires) ainsi que les entités françaises EDF Renouvelables (6,1 millions d'euros au
30 juin 2024) et Dalkia (0,3 million d'euros au 30 juin 2024) au titre de leur production d'énergie renouvelable ou à partir
de cogénération.
Le Royaume-Uni a mis en place depuis le 1er janvier 2023 une taxation à hauteur de 45 % des revenus de la production
d’électricité excédant 75£/MWh (Electricity Generator Levy). Cette taxe, dont l'objectif est similaire à celui de la CRI, est due
par les producteurs d’électricité d'origine renouvelable et nucléaire, mais exclut les centrales à gaz. Il est prévu que le
mécanisme s’applique jusqu’au 30 mars 2028. Ce dispositif génère une charge (non déductible sur le plan fiscal) de
387 millions d'euros au premier semestre 2024 pour EDF Energy.




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5.4 Autres produits et charges opérationnels

(en millions d'euros) S1 2024 S1 2023
Subventions d’exploitation (dont CSPE) 4 185 5 769
Résultat de déconsolidation 132 68
Résultat de cession d’immobilisations (84) (112)
Dépréciations/reprises nettes aux provisions sur actifs courants (100) (306)
Dotations nettes aux provisions pour risques et charges d’exploitation 13 19
Autres produits et charges (1 678) (900)
AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPÉRATIONNELS 2 468 4 538



Les subventions d’exploitation comprennent principalement la contribution reçue ou à recevoir par EDF au titre des charges de
service public de l’énergie à compenser au titre de 2024, qui se traduit dans les comptes par un produit de 4 035 millions d’euros
au 30 juin 2024 (5 551 millions d’euros au 30 juin 2023). Le cadre légal et réglementaire de la Contribution au service public de
l’énergie (CSPE) est décrit dans la note 5.5.1 de l'annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023. Cette contribution couvre
plusieurs dispositifs.
Ainsi, au 30 juin 2024, la compensation relative aux obligations d’achat se traduit par un produit de 1 524 millions d’euros (contre
une charge de 2 694 millions d’euros au 30 juin 2023). En effet, au cours de l’année 2023, les charges de service public à couvrir
au titre des obligations d’achat ont été négatives du fait du niveau très élevé des prix de marché qui sont devenus supérieurs au
prix de soutien garanti par l’État. De plus, la compensation des charges de service public 2024 intègre un produit destiné à couvrir
les pertes de recettes liées aux dispositifs d’aide aux clients finals pour 1 426 millions d’euros. Le dispositif du bouclier tarifaire
électricité, qui a pris fin le 31 janvier 2024, est compensé à hauteur de 1 698 millions d’euros, minoré par une charge à payer au
titre de l'amortisseur d’électricité à hauteur de (272) millions d’euros. Le dispositif du bouclier tarifaire gaz ayant pris fin en juillet
2023, aucune subvention n’a été comptabilisée concernant ce dernier au 30 juin 2024.
La contrepartie du produit de CSPE au 30 juin 2024 est comptabilisée en autres débiteurs (voir note 12.3).
Les autres produits et charges opérationnels intègrent également, dans une moindre mesure, les charges liées à l’obtention des
Certificats d’économie d’énergie (CEE), les pertes relatives aux créances d’exploitation irrécouvrables, les redevances liées aux
concessions hydrauliques en France, les compléments de rémunérations versés aux producteurs d'énergies renouvelables en
France, ainsi que les charges et produits liés à l'arrêt des deux tranches de Fessenheim (voir note 5.5.4 de l'annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2023).
Au 30 juin 2023, la compensation relative aux obligations d’achats se traduisait par une charge de 2 694 millions d’euros.
A contrario, la compensation des charges de service public intégrait un produit destiné à couvrir les pertes de recettes liées aux
dispositifs d’aide aux clients finaux pour 7 194 millions d’euros. Le dispositif de bouclier tarifaire électricité était compensé à
hauteur de 6 458 millions d’euros et l’amortisseur électricité à hauteur de 642 millions d’euros. La compensation du bouclier
tarifaire gaz représentait 94 millions d’euros.
Au 30 juin 2023, les autres produits et charges opérationnels intégraient de façon spécifique une provision de
2 749 millions d’euros relative au coût pour le deuxième semestre 2022 du dispositif complémentaire de 20 TWh d’ARENH
instauré par le décret du 11 mars 2022 et ses textes d’application. Les textes organisaient pour EDF une obligation concomitante
d’achat et de vente d’électricité à volume et prix fixés sur la période d’avril à décembre 2022, à savoir une vente de 19,5 TWh
d’ARENH au prix de 46,2 €/MWh aux fournisseurs éligibles et un achat de 19,5 TWH au prix de 256,98 €/MWh à ces mêmes
fournisseurs éligibles.




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Note 6 Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie
et matières premières hors activités de trading

(en millions d’euros) S1 2024 S1 2023
VARIATIONS NETTES DE JUSTE VALEUR SUR INSTRUMENTS DÉRIVÉS ÉNERGIE ET MATIÈRES
696 (276)
PREMIÈRES HORS ACTIVITÉS DE TRADING



Les variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières premières hors activités de trading passent de
(276) millions d’euros au premier semestre 2023 à 696 millions d’euros au premier semestre 2024, principalement liées à une
moindre volatilité des prix en 2024, dans un contexte de prix de marché baissiers des commodités dans le prolongement du
premier semestre 2023.



Note 7 Autres produits et charges d’exploitation
Les autres produits et charges d’exploitation s’élèvent à (3 690) millions d’euros au 30 juin 2024. Ils comprennent principalement :
• des dotations complémentaires liées aux provisions pour gestion du combustible usé en France et à la dépréciation de coûts
immobilisés au titre de la révision du scénario des coûts d’entreposage des combustibles usés de (3 203) millions d'euros (voir
note 14.1) ;
• une dotation complémentaire de (379) millions d'euros dans le cadre de l'accord environnemental avec ENI (voir note 16.3.2) ;
• les surcoûts exceptionnels liés aux travaux de reprise des soudures du Circuit Secondaire Principal de l'EPR Flamanville 3 pour
un total de (81) millions d'euros (surcoûts anormaux au sens d'IAS 16 paragraphe 22 et ne pouvant être inclus dans le coût des
immobilisations en cours).
Au premier semestre 2023, les autres produits et charges d’exploitation s’élevaient à (1 696) millions d’euros.
Ils comprenaient principalement :
• une dotation complémentaire exceptionnelle aux provisions pour risques et charges à hauteur de (1 026) millions d’euros au
titre de négociations en cours avec Orano Recyclage sur les principes relatifs aux futurs avenants 2024-2026. L'accord a été
signé en septembre 2023 (voir note 15.1.1 des comptes consolidés au 31 décembre 2023) ;
• une dotation aux provisions de (354) millions d'euros à la suite de l'accord intermédiaire signé entre Engie et le gouvernement
belge sur le transfert de l’ensemble des obligations liées aux déchets nucléaires au gouvernement belge ;
• les surcoûts exceptionnels liés aux travaux de reprise des soudures du Circuit Secondaire Principal de l'EPR Flamanville 3 pour
un total de (226) millions d'euros.




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Note 8 Résultat financier
8.1 Coût de l'endettement financier brut
Le coût de l’endettement financier brut atteint (2 026) millions d’euros au 30 juin 2024 contre (1 857) millions d’euros au
30 juin 2023. Cette augmentation s’explique principalement par une hausse des intérêts sur la dette obligataire.

8.2 Effet de l'actualisation
L’effet de l'actualisation concerne principalement les provisions nucléaires, pour aval du cycle, pour déconstruction et pour
derniers cœurs, ainsi que les provisions pour avantages à long terme et postérieurs à l’emploi.
La décomposition de cette (charge) / produit est présentée ci-après :


(en millions d’euros) S1 2024 S1 2023
Provisions pour avantages postérieurs à l’emploi et pour avantages à long terme(1) (608) (664)
Provisions pour aval du cycle nucléaire, déconstruction et derniers cœurs(2) (640) (1 291)
Autres provisions et avances (40) (22)
EFFET DE L’ACTUALISATION (1 288) (1 977)
(1) Voir note 15.1.2.
(2) Y compris l'effet de l’actualisation de la créance représentative des remboursements à recevoir du NLF (voir note 17.1.3).



La diminution de la charge d’actualisation des provisions pour avantages postérieurs à l'emploi à fin juin 2024 s’explique par la
baisse du taux d’actualisation réel applicable au 1er janvier 2024 (en France : 3,4 % contre 3,9 % au 1er janvier 2023) partiellement
compensée par une hausse du volume des engagements au 1er janvier 2024.
La baisse des charges d'actualisation sur les provisions nucléaires au 30 juin 2024 résulte principalement d'un effet taux en lien
avec la hausse du taux réel de 0,1 % par rapport au premier semestre 2023 pour 491 millions d'euros (2,6 % en 2024 et 2,5 % en
2023), ainsi que de l'impact de la mise aux conditions économiques réalisée en juin 2023 pour prendre en compte la forte hausse
du taux d'inflation sans équivalent en 2024 pour 216 millions d'euros.

8.3 Autres produits et charges financiers
Les différentes composantes constituant les autres produits et charges financiers sont les suivantes :


(en millions d’euros) S1 2024 S1 2023
Produits (charges) sur actifs financiers 484 412
Variations des instruments financiers évalués à la juste valeur par compte de résultat 2 027 1 333
Autres 790 559
AUTRES PRODUITS ET CHARGES FINANCIERS 3 301 2 304



Les produits et charges sur actifs financiers sont constitués des produits sur trésorerie et équivalents de trésorerie, des produits
et charges sur titres de dettes et de capitaux propres et sur les autres actifs financiers.
Au 30 juin 2024, les variations de juste valeur liées aux instruments financiers incluent 1 837 millions d’euros au titre des actifs
dédiés (voir note 14.2.1). Les autres éléments comprennent notamment (86) millions d’euros au titre des plus ou moins-values de
cession réalisées sur les titres de dettes en juste valeur par OCI recyclable (dont (63) millions d’euros au titre des actifs dédiés).
Au 30 juin 2023, les variations de juste valeur liées aux instruments financiers incluaient 1 392 millions d’euros au titre des actifs
dédiés (voir note 14.2.1). Les autres éléments comprenaient notamment (136) millions d’euros au titre des plus ou moins-values
de cession réalisées sur les titres de dettes en juste valeur par OCI recyclable (dont (60) millions d’euros au titre des
actifs dédiés).




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Note 9 Impôts sur les résultats
La charge d’impôt sur les résultats s’élève à 2 466 millions d’euros au 30 juin 2024, correspondant à un taux effectif d’impôt de
25,6 % (contre une charge de 1 323 millions d'euros au 30 juin 2023, correspondant à un taux effectif d’impôt de 18,7 %).
La variation de la charge d'impôt de (1 143) millions d’euros est notamment liée à l’augmentation de 2 549 millions d’euros du
résultat avant impôt du Groupe, générant une charge d’impôt supplémentaire de (658) millions d’euros. Elle est également
expliquée par l’absence de nouvelle reconnaissance majeure d’impôts différés actifs au premier semestre 2024 dans la mesure où
l’actif d’impôts différés constaté au titre de la perte réalisée en 2022 par le groupe d’intégration fiscale France est intégralement
reconnu depuis le 31 décembre 2023 (6 103 millions d’euros). A ce titre, il n'y a pas d'événement au 30 Juin 2024 qui remettrait
en cause la reconnaissance intégrale de cet actif sur un horizon de 10 ans.
Retraité des éléments non récurrents (principalement les variations de plus et moins-values latentes sur le portefeuille d’actifs
financiers et les commodités), le taux effectif d’impôt ressort à 25,0 % au 30 juin 2024 contre un taux de 18,9 % au 30 juin 2023.


Dispositif dit « Pilier 2 »
Après l’adoption de la directive Pilier II par l’Union européenne le 15 décembre 2022, l’OCDE a publié, le 20 décembre, des
mesures de simplification qui s’appliqueront uniquement aux exercices ouverts jusqu’au 31 décembre 2026 (en pratique aux
exercices 2024 à 2026 s’agissant du Groupe). Pendant cette période, et sous réserve de respecter certaines conditions à la
maille d’une juridiction d’implantation, les groupes seront dispensés de calculer un impôt complémentaire selon les règles
de Pilier 2. La loi de finances pour 2024 a transposé ces nouvelles règles dans la législation française avec une première
application sur l’exercice 2024 et une déclaration à déposer en juin 2026.
En 2024, le Groupe a finalisé ses travaux d’évaluation du dispositif Pilier 2 et a conclu à l'absence d’impact significatif à ce
titre en matière d’imposition sur les bénéfices dans les comptes consolidés.




Note 10 Actifs immobilisés
Les différents éléments constituant les actifs immobilisés sont les suivants :

(en millions d’euros) Notes 30/06/2024 31/12/2023
Goodwill 10.1 9 007 7 895
Autres actifs incorporels 10.1 11 903 11 300
Immobilisations de production, autres immobilisations corporelles et actifs
10.2 105 668 100 587
au titre du droit d’utilisation
dont actifs au titre du droit d’utilisation 4 171 4 173
Immobilisations en concessions de distribution d'électricité en France 67 188 66 128
Immobilisations en concessions des autres activités 6 522 6 544
TOTAL DES ACTIFS IMMOBILISÉS 200 288 192 454


10.1 Goodwill et autres actifs incorporels

Écarts de Mouvements de Autres
(en millions d’euros) 31/12/2023 Augmentations Diminutions conversion périmètre mouvements 30/06/2024
Goodwill 11 832 1 006 - 218 - (1) 13 055
Autres actifs incorporels 20 905 2 107 (688) 60 20 2 22 406
dont immobilisations en cours 2 600 625 (1) 1 6 4 3 235
VALEURS BRUTES 32 737 3 113 (688) 278 20 1 35 461
Goodwill (3 937) - (20) (83) - (8) (4 048)
Autres actifs incorporels (9 605) (927) 28 (38) 9 30 (10 503)
dont immobilisations en cours (14) (105) - - - - (119)
AMORTISSEMENTS ET
(13 542) (927) 8 (121) 9 22 (14 551)
PERTES DE VALEUR
VALEURS NETTES 19 195 2 186 (680) 157 29 23 20 910



Goodwill
Au 30 juin 2024, les goodwill portent principalement sur EDF Energy pour 5 049 millions d’euros ainsi que sur l’entité Framatome
pour 1 497 millions d’euros. L'augmentation est essentiellement liée à l'acquisition du sous-groupe Arabelle Solutions qui a
conduit à la constatation d'un goodwill provisoire de 955 millions d'euros (voir note 3.1.2).




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Autres actifs incorporels
Les autres actifs incorporels en cours au 30 juin 2024 comprennent essentiellement les études relatives à EPR 2 pour
1 933 millions d’euros y compris 161 millions d’euros d’intérêts intercalaires (respectivement 1 651 millions d’euros et
125 millions d’euros au 31 décembre 2023).
Au premier semestre 2024, la variation s’explique également par l'acquisition de Certificats verts pour 956 millions d’euros.
Au 30 juin 2024, une dépréciation des actifs liés à Nuward (Small modular reactors) a été comptabilisée pour un montant de
(230) millions d'euros (voir note 10.3).

Nouveaux réacteurs nucléaires en France : le projet « EPR 2 »
Le réacteur EPR 2 est un projet de réacteur nucléaire à eau sous pression qui répond aux objectifs de sûreté des réacteurs de
troisième génération et qui a pour objectif d’intégrer le retour d’expérience de conception, de construction et de mise en service
des réacteurs EPR ainsi que des réacteurs nucléaires actuellement en fonctionnement.
Ce réacteur présentera des performances opérationnelles supérieures en termes de puissance (1 650 MW au lieu de 1 450 MW
pour le réacteur actuel le plus puissant), de rendement, de disponibilité et de manœuvrabilité.
Le 10 février 2022, le Président de la République a annoncé le lancement d'un programme de construction de 6 EPR 2 d’ici à 2035
et d’études pour 8 EPR 2 additionnels d’ici à 2050. Il a également constaté la nécessité de viser une mise en service du premier
réacteur à l’horizon 2035 et précisé qu’EDF construira et exploitera ces nouveaux EPR 2.
Le 29 juin 2023, EDF a annoncé engager les procédures d’autorisations nécessaires au lancement des travaux de construction de
la première paire de réacteurs EPR 2 à Penly, ainsi que les autres procédures administratives nécessaires à sa réalisation et à son
raccordement au réseau de transport d’électricité. EDF propose de construire trois paires d’EPR 2, dans cet ordre, sur les sites
de Penly (Normandie), Gravelines (Hauts de France) et Bugey (Auvergne Rhône-Alpes, voir communiqué de presse de la
Présidence de la République du 19 juillet 2023).
Dans l’attente d’une décision finale d'investissement du programme EPR 2, le Conseil d’administration du 15 février 2024 a
autorisé EDF à poursuivre ses activités de développement en engageant un montant supplémentaire d’environ 1,2 milliard d'euros
jusqu’à fin 2024, portant ainsi, en cumulé, le budget de développement du programme EPR 2 à 3 042 millions d'euros.
Le premier semestre a vu l’aboutissement de plusieurs étapes importantes pour le projet EPR 2 : le feu vert pour le lancement
des fabrications des composants primaires (maturité technique atteinte et levée officielle de points d’arrêt de l’ASN), la
publication au Journal officiel le 6 juillet du décret d'approbation de la convention d'utilisation du domaine maritime de Penly
permettant le démarrage des travaux préparatoires sur le site en juillet 2024. Les projets de Gravelines et Bugey se préparent
activement. Le débat public de Gravelines se tiendra à l’automne 2024. La CNDP a été saisie pour le projet de Bugey et a décidé
également de l’organisation d’un débat qui pourrait se tenir au premier semestre 2025. Les travaux sur le plan de compétitivité, la
revue de maturité technique et la consolidation du Programme se sont également poursuivis au premier semestre. La
consolidation du coût à terminaison et du plan de compétitivité se poursuivent. Un audit financier diligenté par l'État interviendra
au deuxième semestre.
Au 30 juin 2024, le projet se compose de 1 933 millions d’euros d’immobilisations incorporelles et 132 millions d’euros
d’immobilisations corporelles.

NUWARD, le projet de petits réacteurs modulaires nucléaires en France (SMR « Small modular reactors »)
La phase de basic design (ou Avant-Projet Détaillé) 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 prendre une nouvelle
orientation stratégique consistant à développer une nouvelle conception reposant sur des briques technologiques éprouvées.
Cette orientation s’appuiera 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). Le groupe EDF poursuit sa stratégie d’offrir
un SMR de génération 3, avec sa filiale NUWARD, pour accompagner la transition énergétique et les besoins des industriels en
Europe et à l’international.
Le 26 avril 2024, la Commission européenne a autorisé une aide d'État française pour soutenir Nuward dans la recherche et le
développement de petits réacteurs nucléaires modulaires dont 75 millions d’euros ont été reçus sur le premier semestre 2024.
Ces subventions sont comptabilisées en autres débiteurs (voir note 12.5.4).
Compte tenu de ces éléments, le Groupe a déprécié au 30 juin 2024 les montants immobilisés à date au titre de ce projet pour
un montant net de subventions de (230) millions d'euros (voir note 10.3).




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10.2 Immobilisations corporelles

Mises en Écarts de Mouvements Autres
(en millions d’euros) 31/12/2023 Augmentations service Diminutions conversion de périmètre mouvements 30/06/2024
Terrains et constructions 14 561 15 149 (36) 24 46 5 14 764
Installations production nucléaire 82 796 7 1 552 (589) 265 - (7) 84 024
Installations productions
17 878 20 513 (34) 50 - - 18 427
thermique et hydraulique
Autres installations, matériels,
outillages et autres 25 955 48 742 (192) 98 360 59 27 070
immobilisations
Actif au titre du droit d'utilisation 7 157 452 - - 27 55 (536) 7 155
Immobilisations en cours 58 041 7 720 (2 956) (166) 852 23 (317) 63 197
VALEURS BRUTES 206 388 8 262 - (1 017) 1 316 484 (796) 214 637
Terrains et constructions (8 768) (195) - 31 (14) - 1 (8 945)
Installations production nucléaire (56 818) (1 874) - 538 (179) - (335) (58 668)
Installations productions
(13 007) (243) - 33 (42) - (2) (13 261)
thermique et hydraulique
Autres installations, matériels,
outillages et autres (12 918) (731) - 187 (69) 25 547 (12 959)
immobilisations
Actif au titre du droit d'utilisation (2 984) (387) - - (6) 1 392 (2 984)
Immobilisations en cours (11 306) - - 7 (304) - (549) (12 152)
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE
(105 801) (3 430) - 796 (614) 26 54 (108 969)
VALEUR
VALEURS NETTES 100 587 4 832 - (221) 702 510 (742) 105 668



Sur le premier semestre, la variation en valeur nette des immobilisations corporelles s'élève à 5 081 millions d'euros, elle est liée
pour 4 310 millions d'euros aux immobilisations en cours et 771 millions d'euros sur les immobilisations en service.

Immobilisations en cours
Au 30 juin 2024, la valeur nette des immobilisations de production et autres immobilisations corporelles en cours s’élève
51 045 millions d’euros et inclut notamment :
• les immobilisations liées à Hinkley Point C pour 18 672 millions d’euros, incluant des intérêts intercalaires capitalisés
pour 2 185 millions d’euros (respectivement 15 723 millions d'euros et 1 682 millions d'euros au 31 décembre 2023). Le montant
des immobilisations intègre les pertes de valeur comptabilisées sur le projet pour un montant cumulé de (12 016) millions
d'euros au 30 juin 2024, identique au 31 décembre 2023 (hors effets de change) ;
• les immobilisations liées au réacteur EPR de Flamanville 3 pour 15 699 millions d’euros incluant des intérêts intercalaires
capitalisés pour 3 471 millions d’euros (respectivement 15 485 millions d’euros et 3 471 millions d’euros au 31 décembre 2023) ;
• les études relatives à Sizewell C pour 2 288 millions d’euros (1 483 millions d’euros au 31 décembre 2023).
Au premier semestre 2024, l'augmentation en valeur brute de 5 156 millions d’euros s’explique pour :
• 3 338 millions d’euros sur les grands projets au Royaume-Uni dont 2 588 millions d'euros pour Hinkley Point C et
750 millions d'euros pour Sizewell C ;
• 1 638 millions d’euros en France sur les grands projets dont 1 063 millions d'euros liés au Grand Carénage et 214 millions d'euros
pour Flamanville 3 ;
• 852 millions d’euros d’écarts de conversion du fait de l'appréciation de la livre sterling par rapport à l'euro pour
826 millions d'euros ;
• (2 956) millions d’euros de mises en service sur la période qui concernent la France pour (1 700) millions d’euros en lien
essentiellement avec les tranches de production nucléaire et l'Italie pour (520) millions d’euros d’installations de production
thermiques et hydrauliques.

Immobilisations corporelles en service
Au 30 juin 2024, la valeur brute des immobilisations corporelles en service s’élève à 151 440 millions d’euros. L'augmentation de
3 093 millions d’euros sur le premier semestre s’explique par :
• 461 millions d'euros de mouvements de périmètre essentiellement sur EDF Renouvelables (liés notamment avec le parc solaire
de Pirapora au Brésil pour 440 millions d'euros) ;
• 464 millions d’écarts de conversion en lien avec l'appréciation de la livre sterling par rapport à l'euro pour 379 millions d'euros ;
• (479) millions d'euros liés principalement aux révisions contractuelles sur les droits d'utilisation des contrats de location en
autres mouvements ;
• 2 956 millions d’euros en lien avec les mises en service de la période.




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EPR de Flamanville 3
Sur le premier semestre 2024, le projet a connu les évolutions suivantes :
L’Attestation de Conformité de l’ensemble chaudière nucléaire a été obtenue le 7 mai 2024, cette dernière était un préalable aux
opérations de chargement des éléments combustibles dans la cuve du réacteur. Elle marque également l’achèvement et la
conformité du chantier de remise à niveau des soudures du Circuit Secondaire Principal (CSP).
A la suite de l’autorisation de mise en service par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) délivrée le 8 mai 2024, les équipes d’EDF
ont effectué du 8 au 15 mai le chargement des 241 assemblages du combustible dans la cuve du réacteur.
Une fois cette opération achevée, le couvercle de cuve a été fermé le 26 mai de manière à permettre la montée progressive en
température et en pression des circuits puis la réalisation des essais de puissance. L’unité de production devrait être ensuite
connectée au réseau électrique à l’été 2024 à l'atteinte d'une puissance de 400 MW et poursuivra sa montée en puissance par
palier durant l’automne jusqu'à l'atteinte du 100 % de Puissance Nominale. Chaque palier de montée fera l'objet d'une
autorisation préalable de l'ASN.
Pour rappel, dans sa décision du 16 mai 2023, l’ASN a autorisé l’utilisation du couvercle actuel de la cuve jusqu’à « l’arrêt du
réacteur au cours duquel la première requalification complète du circuit primaire est réalisée ». Le scénario de référence de
l’entreprise est donc désormais le remplacement du couvercle de cuve lors de l’arrêt de Visite Complète (« VC1 ») qui devrait
commencer fin 2025 à l’issue du 1er cycle d’exploitation de la tranche.
Le coût de construction (hors intérêts intercalaires) dans les états financiers consolidés au 30 juin 2024 s’élève à
12 552 millions d’euros, pour un coût à terminaison de 13,2 milliards d'euros 2015, qui reste inchangé.
Ce montant immobilisé intègre les montants suivants :
• des frais de pré-exploitation et d’autres actifs corporels liés au projet pour 1 071 millions d’euros ;
• un stock de pièces détachées et des montants immobilisés au titre des projets connexes (notamment Visite Complète n°1,
Aménagement Zone Nord) à hauteur de 788 millions d’euros.

Hinkley Point C
Le 23 janvier 2024, le groupe a annoncé la réévaluation du calendrier et du coût de la construction des deux réacteurs.
Le démarrage de la production d’électricité de l'Unité 1 est désormais prévu vers la fin de la décennie et plusieurs scénarios
sont considérés :
• Le premier scénario, autour duquel le projet est organisé, correspond à un objectif de démarrage de la production de l’Unité 1
en 2029. Ce planning repose sur une productivité cible pour les montages électromécaniques basée sur la réalisation de plans
d'actions en cours d'élaboration ;
• Un second scénario (cas de base) conduit à un démarrage de la production en 2030 afin de tenir compte des risques inhérents
à la réussite de ces plans d’actions, à la montée en puissance de ces montages et au calendrier des essais ;
• Enfin, compte tenu de la complexité du projet, un scénario défavorable pourrait conduire à un démarrage de la production
d’électricité de l'Unité 1 en 2031.
Dans les deux premiers scénarios, le coût à terminaison du projet est évalué dans une fourchette entre 31Mds£ et
34Mds£2015 selon les cas de figure. Dans le scénario de calendrier défavorable, le coût supplémentaire serait d'environ 1Md£ 2015.
Le coût du Génie Civil et l’allongement de la durée de la phase électromécanique (ainsi que sa conséquence sur les autres lots)
sont les deux principales causes de cette révision du coût de construction.
Pour rappel, les conséquences de ces révisons de calendrier et de coûts ont été prises en compte dans l'évaluation des actifs au
31 décembre 2023 et s'étaient traduites par une dépréciation de (11 151) millions d'euros (voir note 10.8 de l'annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2023).
Les différents chantiers pour la construction et l’exploitation de deux réacteurs EPR sur le site d’Hinkley Point (Royaume-Uni) se
sont poursuivis au premier semestre 2024. En particulier :
• trois générateurs de vapeur sont arrivés sur site ;
• trois jalons clefs du projet ont été atteints : coulage de la dalle du fond de la piscine combustible, lancement de l’installation
des échangeurs de chaleur des diesels, murs externes du niveau 5 de la station de pompage ;
• les équipes préparent l’installation de la cuve en septembre 2024 conformément au planning.
L’engagement de financement donné par les actionnaires a été consommé et depuis le quatrième trimestre 2023, en application des
accords, la construction est financée par les actionnaires sur une base volontaire. Depuis cette date, EDF a assumé seul le
financement du projet.
À fin juin 2024, EDF détient 70,5 % de la société de projet, CGN détenant les 29,5 % restants.

Sizewell C
Sizewell C est le projet de construction d'une centrale nucléaire à Sizewell, dans le Suffolk (Angleterre) comprenant deux
réacteurs EPR d’une capacité totale de 3,3 GW. Ce projet repose sur une stratégie de réplication d'Hinkley Point C.
Au premier semestre 2024, le projet a connu les évolutions suivantes :
• l’autorité de sûreté britannique (ONR) a octroyé en mai 2024 la licence de site nucléaire (Nuclear Site License) nécessaire au
démarrage de la construction de la centrale ;
• Framatome a signé plusieurs contrats avec la société de projet Sizewell C en avril 2024. Framatome fournira les deux
chaudières nucléaires et les systèmes de contrôle-commande de sûreté de la centrale‎. Parmi les accords signés figurent
également un contrat de long terme de fourniture du combustible ainsi qu’un contrat de maintenance et de service de long
terme pour soutenir l’exploitation de la centrale. Les fabrications de tous les forgés de l'Unité 1 ont démarré ;
• la société de projet Sizewell a acquis le terrain principal du site auprès d'EDF Energy au premier semestre 2024 et les travaux
de construction sur site ont formellement débuté.




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Les modalités de financement de la construction sont en cours de discussion avec le gouvernement britannique.
Le gouvernement britannique a lancé en septembre 2023 un processus de levée de fonds auprès d’investisseurs privés afin de
rechercher des financements complémentaires pour la construction.
La décision de construire la centrale reste soumise à la décision finale d'investissement (FID - Final Investment Decision).
L’engagement d’EDF de financer le projet jusqu’à la FID est soumis à un plafond qui a été atteint fin 2023. Dans l'attente d'une
FID, le projet a été intégralement financé au cours du premier semestre 2024 par l'État britannique, renforçant sa position
d'actionnaire majoritaire. A fin juin 2024, l’État britannique détient 76,1 % du projet et EDF les 23,9 % restants.
Au 30 juin 2024, Sizewell C reste consolidée en intégration globale dans les comptes du Groupe malgré sa participation
minoritaire dans le projet en raison notamment de l’implication d’EDF dans les décisions clés du projet et d’une visibilité
insuffisante sur l’autonomie de la société projet et l’allocation des risques et responsabilités entre les différentes parties
prenantes à compter de la FID. La cible du Groupe est de ne pas porter au bilan ce projet et de limiter sa participation à 19,99 %
au maximum : la gouvernance du projet, les levées de fonds en cours, l’autonomie croissante de Sizewell C par rapport à EDF et
le soutien renforcé du gouvernement britannique devraient faire évoluer cette situation d'ici la décision finale d'investissement.
L'engagement d'EDF de contribuer au financement de la construction du projet à la FID est conditionné, à l'instar des autres
investissements, au respect de certains critères retenus par le Groupe.

10.3 Pertes de valeur et reprises
La méthodologie retenue par le Groupe pour réaliser les tests de dépréciation est précisée dans la note 10.8 de l'annexe aux
comptes consolidés au 31 décembre 2023.
Pour rappel, les pertes de valeur enregistrées au 31 décembre 2023 se sont élevées à (13 011) millions d’euros et ont concerné
principalement le projet Hinkley Point C au Royaume-Uni à hauteur de (11 151) millions d'euros à la suite de la revue du calendrier
et des coûts de construction (voir note 10.8 de l'annexe aux comptes au 31 décembre 2023) ainsi qu’à la perte de valeur
constatée sur le goodwill EDF Energy pour (1 773) millions d'euros.
Des tests de dépréciation sont réalisés lors de la clôture semestrielle en cas d’indice de perte de valeur.
Lors de la revue de ses actifs et de l’appréciation des indices de pertes de valeur au 30 juin 2024, le Groupe a considéré
l’évolution sur le semestre des paramètres clés susceptibles d’affecter ses différentes UGT.
Les prix de l’électricité à court terme (sur l’horizon de marché Cal 2025 et Cal 2026) ont notamment connu des évolutions à la
baisse plus ou moins prononcées au cours de ce premier semestre au sein des zones Royaume-Uni et Europe et ont fait l’objet
d’une analyse spécifique.
A titre de rappel, les prix de l'électricité à long terme issus d’un processus de construction et de scénarisation complexes ne sont
mis à jour qu’annuellement en fin d’année (voir note 10.8 de l'annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023).
Les fondamentaux sur les marchés de commodités impactant les prix de l’électricité n’ayant pas varié de manière significative au
cours du premier semestre, les courbes à long terme retenues par le Groupe au 31 décembre 2023 restent, en conséquence, la
meilleure estimation du Groupe de ces prix au 30 juin 2024.
S’agissant d’EDF Energy au Royaume-Uni, la baisse des prix à court terme déjà observée sur les marchés à la fin de l’année 2023
a principalement affecté l’UGT Nuclear Generation et a été, en grande partie, prise en compte lors de la réalisation des tests de
dépréciation pour les comptes consolidés au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2023. Ainsi, la variation sur le premier
semestre 2024 présente une baisse modérée dans cette zone, et le Groupe n’a pas identifié d'indice de perte de valeur sur ses
actifs nécessitant la conduite de tests de dépréciation. Pour les autres UGT d’EDF Energy, il n’a pas été constaté de variation
significative des hypothèses opérationnelles et macroéconomiques nécessitant une mise à jour des tests de dépréciation.
S’agissant du parc France, d’Edison en Italie et de Luminus en Belgique, les prix de l'électricité court terme ont connu des
variations plus marquées sur la période. Compte tenu de la volatilité observée et de la tendance baissière du marché sur les prix,
des analyses de sensibilités ont été réalisées sur chacune de ces zones en tenant compte d’une réduction moyenne de 30 % des
prix à court terme. Le résultat de ces analyses a confirmé l’absence de risque de perte de valeur et le maintien de marges
confortables sur ces UGT. En conséquence et en l’absence d’autres indices de perte de valeur le Groupe n’a pas réalisé de test de
dépréciation sur ces actifs.
Au 30 juin 2024, des tests de dépréciation ont par ailleurs été réalisés sur certains actifs spécifiques pour lesquels des indices de
perte de valeur ont été identifiés. À la suite de ces travaux, des pertes de valeur à hauteur de (276) millions d’euros ont été
comptabilisées sur le premier semestre 2024. Elles concernent principalement la dépréciation des actifs liés à Nuward, projet de
développement de petit réacteur modulaire (SMR) du Groupe EDF. En effet, compte tenu des enseignements tirés des travaux
d’ingénierie et de développement menés pendant la phase d'avant-projet détaillé, Nuward a décidé de réorienter le design du
projet en s'appuyant sur des briques technologiques éprouvées et plus en adéquation avec les conditions de marché.
Des pertes de valeur au titre des entreprises associées (voir note 11) sont également comptabilisées à hauteur de
(61) millions d’euros liées à des participations immobilières dans des actifs dédiés ainsi qu'à la participation dans le parc éolien
offshore détenu par EDF Renouvelables en Mer d’Écosse. Cette dépréciation de titres est par ailleurs complétée d'une
dépréciation partielle des prêts octroyés pour le financement de ce projet à hauteur de (208) millions d’euros (voir note 11.3). Cela
fait suite à un retard sur la mise en service d’une partie des turbines.
Au 30 juin 2023, des pertes de valeur pour un montant de (48) millions d’euros avaient été comptabilisées sur certains actifs.
Elles concernaient notamment à hauteur de (36) millions d'euros deux parcs éoliens d’EDF Renouvelables en Chine mis en service
en 2021, et pour lesquels le risque avéré de non-réception des subventions impactait sensiblement la rentabilité des projets.
Des pertes de valeur au titre des entreprises associées avaient également été enregistrées à hauteur de (50) millions d’euros au
titre notamment de deux parcs éoliens détenus par EDF Renouvelables au Mexique pour (15) millions d'euros.




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Note 11 Participations dans les entreprises associées et les coentreprises
Le détail des principales entreprises associées et coentreprises est le suivant :


30/06/2024 30/06/2023 31/12/2023
Quote-part Quote-part de Dont quote- Dont quote- Quote-part de Dont quote-
d’intérêts dans capitaux part de part de capitaux part de
(en millions d'euros) Notes le capital % propres résultat net résultat net propres résultat net
CTE 11.1 50,10 % 1 689 - (60) 1 793 190
Autres participations : actifs
14.2 n.a. 2 299 39 (1) 1 850 (48)
dédiés d'EDF SA
Participations d'EDF
11.3 n.a. 2 378 (28) (22) 2 509 (61)
Renouvelables
Taishan (TNPJVC) 11.2 30,00 % n.c n.c (25) 1 075 (78)
Participations d'EDF Trading 11.3 n.a. 1 008 115 - 867 255
Autres participations 11.3 n.a. n.c n.c n.c. n.c. n.c.
TOTAL 9 448 178 142 9 037 257
n.a. : non applicable
n.c. : non communiqué




11.1 Coentreprise de Transport d’Électricité (CTE)
La filiale de CTE, RTE (Réseau de Transport d’Électricité), a la charge de gérer le réseau public de transport Haute Tension et Très
Haute Tension de l’électricité en France. Enedis fait appel au réseau de RTE pour acheminer l’énergie vers le réseau
de distribution.
La participation d'EDF dans CTE (50,1 %) est consolidée par mise en équivalence du fait des conditions de gouvernance de RTE et
est intégralement affectée aux actifs dédiés.
Le 10 janvier 2024, CTE a lancé avec succès une émission d'obligations senior pour un montant de 500 millions d'euros d’une
maturité de 12 ans avec un coupon fixe de 3,75 %.

11.2 Taishan
La publication des comptes consolidés de CGN (société-mère de Taishan) étant postérieure à celle du Groupe, il n’est pas
présenté dans ce tableau d’éléments financiers de Taishan pour le 30 juin 2024.
EDF est actionnaire à hauteur de 30 % de Taishan Nuclear Power Joint-Venture Company Limited (TNPJVC), société qui exploite
deux réacteurs nucléaires de technologie EPR de 1750 MW chacun à Taishan dans la province chinoise du Guangdong. CGN détient
une participation de 51 % et Guangdong Energy Group une participation de 19 %.
Au premier trimestre 2023, le réacteur 1 avait été arrêté dans le cadre d’un arrêt programmé pour rechargement de combustible
(« Refueling Outage »). Comme indiqué par CGN dans un communiqué le 9 juin 2023, au cours de cet arrêt, TNPJVC avait ajouté
certaines inspections et tests afin d'accumuler des données et de l'expérience pour une exploitation stable à long terme de
l'unité. Le réacteur 1 a été reconnecté au réseau le 27 novembre 2023 et fonctionne en toute sécurité depuis ce redémarrage. Le
réacteur 2 a été arrêté pour son troisième arrêt programmé pour maintenance et rechargement en combustible au printemps
2024. Il est maintenant reconnecté au réseau et fonctionne en toute sécurité.
La provision pour risques constituée pour prendre en compte, notamment, les incertitudes tarifaires auxquelles est soumise la centrale
de Taishan est maintenue à ce jour en l’absence de nouvelle publication de la NDRC (National Development and Reform Commission).
Au 30 juin 2024, la revue des indices de perte de valeur n'a pas conduit le Groupe à identifier de nouveau risque significatif sur la
valeur recouvrable de la participation.

11.3 Autres participations
Les participations détenues par EDF Renouvelables se situent principalement en Amérique du Nord et dans une moindre mesure
en Europe, en Chine et au Brésil. L'augmentation sur le semestre s'explique principalement par le projet Desert Harvest I & II.
Les autres participations dans les entreprises associées et les coentreprises concernent principalement :
• la société JERA Global Markets (JERA GM), détenue à hauteur de 33 % par EDF Trading et spécialisée dans les activités de
trading et d’optimisation, notamment de gaz naturel liquéfié (GNL) ;
• la centrale thermique supercritique Jiangxi Datang International Fuzhou Power Generation Company Ltd. en Chine, détenue à
hauteur de 49 % par le Groupe ;
• le barrage Compagnie Energétique de Sinop (CES) au Brésil, détenu à hauteur de 51 % par le Groupe ;
• le barrage Nachtigal au Cameroun, détenu à hauteur de 40 % par le Groupe. Depuis début juin 2024, la première turbine, d'une
capacité de 60 MW, fournit de l’électricité. D’ici la fin de l’année, les autres turbines seront progressivement mises en service et
porteront la puissance installée à 420 MW.
Sur le premier semestre 2024, (61) millions d'euros de pertes de valeur ont été comptabilisées au titre des participations dans les
entreprises associées et les coentreprises ((50) millions d’euros sur le premier semestre 2023). Au 30 juin 2024, une dépréciation
des prêts en lien avec la participation dans le parc éolien offshore détenu par EDF Renouvelables en Mer d’Écosse a été
comptabilisée pour 208 millions d'euros (voir notes 10.3 et 17.1.3).



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Note 12 Besoin en fonds de roulement (BFR)
12.1 Composition et variation du besoin en fonds de roulement
L’évolution du besoin en fonds de roulement net au cours du premier semestre 2024 est la suivante :


Variation Variation non-
(en millions d'euros) Notes 31/12/2023 monétaire monétaire 30/06/2024
Stocks et en-cours de production (18 092) 8 (209) (18 293)
Clients et comptes rattachés nets de provision 12.2 (26 833) 6 887 (368) (20 314)
Dettes fournisseurs et comptes rattachés 12.4 19 687 (3 773) 326 16 240
Dette/(créance) de Contribution au service public
12.3 2 030 (3 799) - (1 769)
de l'électricité (CSPE)
Autres débiteurs et autres créditeurs (1)
12.3 et 12.5 12 468 204 53 12 725
Autres éléments du besoin en fonds de roulement(2) (628) (233) (572) (1 433)
BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT NET (11 368) (706) (770) (12 844)
(1) Hors créances et dettes sur acquisition/cession d'immobilisations et subventions d'investissements.
(2) Les autres éléments comprennent les certificats d'émission CO2 et certificats verts, présentés au bilan dans les immobilisations incorporelles, ainsi que des
instruments dérivés liés à l'exploitation.



La variation monétaire des autres débiteurs et créditeurs s’explique notamment par l'augmentation des dettes fiscales et sociales
pour 0,4 milliard d’euros en particulier sur le secteur France - Activités de production et commercialisation pour 0,6 milliard
d’euros dont principalement par 0,9 milliard d’euros liés à la hausse de la taxes intérieures de consommation sur l'électricité
(TICFE) (voir note 12.5).
Les flux non monétaires incluent les effets des variations de périmètre, les effets de change et de variation de juste valeur ainsi
que les effets de reclassements. La variation des flux non monétaires sur le premier semestre 2024 s’explique principalement par
les effets périmètre pour un total de (53) millions d'euros, dont (101) millions d'euros liés au bilan provisoire de l'acquisition
d'Arabelle Solutions et par la variation de juste valeur sur stocks et instruments dérivés liés à l'exploitation pour un total de
297 millions d'euros (voir note 12.5).

12.2 Clients et comptes rattachés
La valeur nette des clients et comptes rattachés est composée des éléments suivants :


(en millions d’euros) 30/06/2024 31/12/2023
Clients et comptes rattachés hors EDF Trading – valeur brute 19 512 24 232
Clients et comptes rattachés EDF Trading – valeur brute 2 636 4 341
Dépréciations (1 834) (1 740)
CLIENTS ET COMPTES RATTACHÉS – VALEUR NETTE 20 314 26 833



Les échéances des clients et comptes rattachés sont majoritairement à moins d’un an.
Les avances perçues des clients mensualisés en France sont déduites du poste créances clients et comptes rattachés à hauteur
de 1 843 millions d’euros au 30 juin 2024 (1 808 millions d'euros au 31 décembre 2023).
Les créances clients sont en baisse par rapport au 31 décembre 2023 en lien avec l'évolution du chiffre d'affaires des différents
secteurs, notamment en raison de l’évolution baissière des prix : France - Activités de production et commercialisation
(3,1) milliards d'euros, EDF Trading (1,7) milliard d'euros, France - Activités régulées (0,7) milliard d'euros, EDF Energy (0,6) milliard
d'euros et Italie (0,5) milliard d'euros.

12.2.1 Créances échues/non échues

30/06/2024 31/12/2023
Valeurs Valeurs Valeurs Valeurs
(en millions d'euros) brutes Provisions nettes brutes Provisions nettes
CRÉANCES CLIENTS ET COMPTES RATTACHÉS 22 148 (1 834) 20 314 28 573 (1 740) 26 833
dont créances échues de moins de 6 mois 2 104 (372) 1 732 2 263 (392) 1 871
dont créances échues de 6 à 12 mois 1 117 (324) 793 1 100 (401) 699
dont créances échues de plus de 12 mois 1 228 (773) 455 1 066 (728) 338
dont total des créances échues 4 449 (1 469) 2 980 4 429 (1 521) 2 908
dont total des créances non échues 17 699 (365) 17 334 24 144 (219) 23 925




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12.2.2 Opérations de mobilisation de créances

(en millions d’euros) 30/06/2024 31/12/2023
Créances clients transférées et maintenues au bilan 38 57
Créances clients transférées et sorties du bilan 1 234 1 764



Des opérations de mobilisation de créances clients ont été réalisées par le Groupe pour un montant de 1 234 millions d’euros
au 30 juin 2024, concernant principalement Edison, EDF SA, Dalkia et Luminus (1 764 millions d’euros en décembre 2023).
Ces opérations sont pour l’essentiel réalisées de manière récurrente et sans recours. Le montant des créances correspondantes
ne figure donc plus dans le bilan consolidé du Groupe.

12.3 Autres débiteurs
Au 30 juin 2024, les autres débiteurs intègrent principalement les appels de marge effectués dans le cadre de l’activité de trading
pour un montant de 1,8 milliard d’euros (3,1 milliards d'euros en 2023). La diminution de ces appels de marge est liée notamment
au remplacement des collatéraux par des lettres de crédit et à la moindre volatilité des marchés. Les montants de ces appels de
marge reconnus à l’actif ne peuvent être compensés avec les appels de marge reconnus au passif (voir note 12.5).
Au 30 juin 2024, les autres débiteurs comprennent également des créances fiscales à hauteur de 2 079 millions d'euros
(2 508 millions d'euros au 31 décembre 2023) et des charges constatées d’avance à hauteur de 1 682 millions d’euros
(1 609 millions d'euros au 31 décembre 2023).

Charges de Service public d'EDF
Le mécanisme de la compensation de Service public de l'énergie en France est décrit dans la note 5.5.1 de l'annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2023.
Le montant des charges à compenser à EDF SA au titre du premier semestre 2024 s’élève à 4 035 millions d’euros et se détaille
principalement comme suit :
• Les charges de Service public à couvrir au titre des obligations d’achat à hauteur de 1 524 millions d’euros. Ceci s’explique par
le niveau des prix de marché de l’électricité devenus en 2024 inférieurs au coût de l’énergie soutenu par EDF ;
• A hauteur de 1 426 millions d’euros au titre de la couverture du moindre chiffre d’affaires induit par la limitation des prix de
vente aux clients finals (7 194 millions d’euros au 30 juin 2023). La baisse observée résulte de l’arrêt progressif des dispositifs
d’aide aux clients finals au titre du gaz et de l’électricité, respectivement fin juillet 2023 et fin janvier 2024. L’amortisseur
électricité pour tous les contrats signés ou renouvelés avant le 30 juin 2023 est quant à lui maintenu. Le dispositif du bouclier
tarifaire électricité est compensé à hauteur de 1 698 millions d’euros et est minoré par une charge à payer au titre de
l'amortisseur d’électricité à hauteur de (272) millions d’euros ;
• Les charges de Service public à compenser au titre des zones non interconnectées et de solidarités pour 1 071 millions d’euros.
Les montants encaissés sur le premier semestre 2024, en provenance du Budget Général de l'État, s’établissent à
227 millions d'euros. Ce montant résulte notamment du solde du mécanisme au titre de l’année 2023.
Au 30 juin 2024, EDF SA constate ainsi une créance d’exploitation vis-à-vis de l’État de 1 769 millions d’euros (dette de
2 030 millions d’euros au 31 décembre 2023).

12.4 Fournisseurs et comptes rattachés

(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Dettes fournisseurs et comptes rattachés hors EDF Trading 13 510 14 533
Dettes fournisseurs et comptes rattachés d’EDF Trading 2 730 5 154
DETTES FOURNISSEURS ET COMPTES RATTACHÉS 16 240 19 687



La variation des dettes fournisseurs et comptes rattachés hors EDF Trading sur le premier semestre de l'année 2024, pour
(1,0) milliard d'euros, concerne notamment Enedis pour (0,9) milliard d'euros, Edison pour (0,3) milliard d'euros et EDF Energy
0,4 milliard d'euros.
Le Groupe dispose d'un programme d'affacturage inversé offrant aux fournisseurs la possibilité (à leur main) de transférer leurs
créances détenues sur EDF à une société d'affacturage. Pour le Groupe, ce programme n'implique aucune modification de la
substance et des caractéristiques des créances que les fournisseurs ont sur EDF, et notamment n'entraîne aucune modification
des séquences des flux de trésorerie opérationnels. Les dettes relatives sont en conséquence comptabilisées en « Dettes
fournisseurs » dans les comptes du Groupe.




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12.5 Autres créditeurs
Les éléments constitutifs des autres créditeurs se répartissent comme suit :


(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Avances et acomptes reçus 2 876 4 011
Fournisseurs d’immobilisations 4 785 5 464
Dettes fiscales 5 108 4 740
Dettes sociales 6 340 6 236
Produits constatés d'avances sur contrats long terme 3 939 3 548
Autres produits constatés d'avance(1) 1 382 1 267
Appels de marge trading 694 922
Dette de Contribution au service public de l'électricité (CSPE) - 2 030
Autres dettes 3 759 4 442
AUTRES CRÉDITEURS 28 883 32 660
dont part non courante 5 873 5 685
dont part courante 23 010 26 975
(1) Ce poste intègre le versement initial au titre du protocole d'indemnisation Fessenheim reçu en 2020.




12.5.1 Avances et acomptes reçus

Au 30 juin 2024, les avances et acomptes reçus comprennent les paiements faits par les clients des contrats long terme de
Framatome pour 765 millions d'euros (719 millions d’euros au 31 décembre 2023).

12.5.2 Produits constatés d’avance sur contrats long terme

Au 30 juin 2024, les produits constatés d’avance sur contrats long terme comprennent les avances partenaires versées à EDF
dans le cadre du financement des centrales nucléaires pour 2 186 millions d’euros (2 089 millions d’euros au 31 décembre 2023)
et à Arabelle Solutions pour 305 millions d'euros.
Ils intègrent également le solde de l’avance de 1,7 milliard d’euros versée en 2010 au groupe EDF dans le cadre du contrat avec le
consortium Exeltium. Cette avance est reprise au compte de résultat linéairement sur la durée du contrat (24 ans).

12.5.3 Appels de marge trading

Au 30 juin 2024, les autres dettes d’exploitation comprennent les appels de marge effectués dans le cadre de l’activité de trading
pour un montant de 0,7 milliard d’euros (0,9 milliard d'euros en 2023). Les montants de ces appels de marge reconnus au passif
ne peuvent être compensés avec les appels de marge reconnus à l’actif (voir note 12.3), s'agissant de contreparties différentes.

12.5.4 Autres dettes

Les autres dettes incluent des subventions d'investissements pour 1,6 milliard d'euros au 30 juin 2024 (1,6 milliard d'euros au
31 décembre 2023) dont 120 millions d’euros reçus sur le premier semestre 2024 concernant en particulier la recherche et le
développement de petits réacteurs modulaires nucléaires (SMR) en France (36 millions d’euros sur le premier semestre 2023, voir
note 10.1).
Les subventions d’investissement reçues par les sociétés du Groupe sont comptabilisées au passif en « Autres créditeurs » et
virées au compte de résultat en fonction du rythme de consommation des avantages économiques des biens correspondants.




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Note 13 Capitaux propres
13.1 Capital social
Au 30 juin 2024, le capital social s’élève à 2 084 365 041 euros et est composé de 4 168 730 082 actions entièrement souscrites
et libérées d’une valeur nominale de 0,50 euro chacune. Elles sont détenues à 100 % par l'État depuis le 8 juin 2023.

13.2 Distributions de dividendes
L’Assemblée générale des actionnaires s'est tenue le 11 juin 2024. Aucune distribution de dividendes ne sera réalisée en 2024 au
titre de l'exercice 2023.

13.3 Titres subordonnés à durée indéterminée
Au 30 juin 2024, le montant des titres subordonnés à durée indéterminée comptabilisés en capitaux propres s’élève à
10 764 millions d’euros (déduction faite des coûts de transaction nets d’impôts) (12 009 millions d'euros au 31 décembre 2023).
Le 5 juin 2024, EDF a annoncé son intention d'exercer son option de remboursement le 5 juillet 2024 de la souche de dette hybride
émise en octobre 2018 pour 1 250 millions d'euros à un taux de 4 % échéance au 30 octobre 2024. Compte tenu du caractère certain
du remboursement, EDF a reclassé au 30 juin 2024 les 1 243 millions d'euros qui figuraient en capitaux propres pour 1 250 millions
d'euros en autres dettes financières et pour (7) millions d'euros en primes et réserves pour la part des frais d’émission.
La rémunération versée par EDF aux porteurs des titres subordonnés à durée indéterminée a été de 307 millions d’euros sur le
premier semestre 2024, contre 300 millions d'euros sur le premier semestre 2023 et 630 millions d’euros sur l’exercice 2023.
La contrepartie de la trésorerie versée en rémunération de ces titres est enregistrée en réduction des capitaux propres
du Groupe.
Sur le premier semestre 2024, une rémunération de 70 millions d’euros a été versée en juillet 2024 par EDF aux porteurs de titres
subordonnés à durée indéterminée contre 85 millions d’euros en juillet 2023.

13.4 Participations ne donnant pas le contrôle (intérêts minoritaires)

30/06/2024 30/06/2023
Résultat net Résultat net
attribuable aux attribuable aux
Participations participations Participations participations
% de ne donnant pas ne donnant pas ne donnant pas ne donnant pas
(en millions d'euros) participation le contrôle le contrôle le contrôle le contrôle
Principales participations ne donnant pas le
contrôle :
EDF Energy Nuclear Generation Ltd. 20,00 % 2 018 195 2 231 79
NNB Holding Company (HPC) Ltd. 29,50 % 5 468 (23) 7 515 (23)
NNB Holding Company (SZC) Ltd. 76,10 % 3 105 (16) 1 206 -
EDF Investissements Groupe SA 7,54 % 521 7 519 6
Luminus SA 31,37 % 895 57 616 (26)
Framatome 19,50 % 168 (19) 216 (19)
Autres participations ne donnant pas le contrôle 1 612 105 1 409 81
TOTAL 13 787 306 13 712 98



Les participations ne donnant pas le contrôle d’EDF Energy Nuclear Generation Ltd. détenue à 80 % par le Groupe via EDF Energy,
correspondent à la part de Centrica dans cette entité.
Les participations ne donnant pas le contrôle de NNB Holding Company (HPC) Ltd., holding de la Société portant le projet
Hinkley Point C, détenue à 70,5 % (67,7 % au 31 décembre 2023) par le Groupe via EDF Energy, correspondent à la part de CGN
dans cette entité.
Les participations ne donnant pas le contrôle de NNB Holding Company (SZC) Ltd., holding de la Société portant le projet
Sizewell C, détenue à 23,9 % (49,4 % au 31 décembre 2023) par le Groupe via EDF Energy, correspondent à la part de His
Majesty's Government (HMG) dans cette entité.
Les participations ne donnant pas le contrôle de Framatome, détenu à 80,5 % par le Groupe via la société EDF SA, correspondent
uniquement à la part de Mitsubishi Heavy Industries à hauteur de 19,5 % depuis l'acquisition le 25 janvier 2024 des 5 % détenus
par Assystem qui était actionnaire minoritaire dans Framatome.
Les participations ne donnant pas le contrôle de Luminus correspondent aux participations de collectivités locales belges, ainsi
que les apports de partenaires sur le projet de CCGT de Seraing.
Les participations ne donnant pas le contrôle d’EDF Investissements Groupe correspondent à la participation de
Natixis Belgique Investissements.
Les autres participations ne donnant pas le contrôle correspondent principalement aux intérêts minoritaires des filiales des
sous-groupes Edison et EDF Renouvelables. Elles comprennent également des instruments constitués d’obligations convertibles
émis par le groupe Dalkia et souscrits par des minoritaires pour un montant total de 68 millions d’euros au 30 juin 2024
(98 millions d’euros au 30 juin 2023).




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Note 14 Provisions liées à la production nucléaire et actifs dédiés
Le cadre réglementaire et contractuel relatif aux provisions liées à la production nucléaire ainsi que les principales modalités
d’évaluations de ces provisions sont décrits dans les notes 15.1.1 (France) et 15.2 (Royaume-Uni) de l’annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2023.
La répartition entre la part courante et la part non courante des provisions liées à la production nucléaire se présente comme suit :


30/06/2024 31/12/2023
(en millions d'euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Provisions pour aval du cycle nucléaire 31 180 2 130 33 310 28 193 2 069 30 262
Provisions pour déconstruction et derniers cœurs 32 111 1 562 33 673 32 013 1 269 33 282
Provisions liées à la production nucléaire 63 291 3 692 66 983 60 206 3 338 63 544



Les variations des provisions pour aval du cycle, pour déconstruction et pour derniers cœurs se répartissent comme suit :


Effet de Écarts de Autres
(en millions d'euros) 31/12/2023 Augmentations Diminutions l’actualisation conversion mouvements 30/06/2024
Provisions pour gestion du
15 114 3 781 (678) 211 33 (69) 18 392
combustible usé
Provisions pour reprise et
406 - - 11 11 3 431
conditionnement des déchets
Provisions pour gestion à long
terme des déchets 14 742 34 (301) 51 32 (71) 14 487
radioactifs
Provisions pour aval du cycle
30 262 3 815 (979) 273 76 (137) 33 310
nucléaire
Provisions pour
déconstruction des centrales 29 291 2 (467) 616 276 (172) 29 546
nucléaires
Provisions pour derniers
3 991 - - 93 34 9 4 127
cœurs
Provisions pour
déconstruction et derniers 33 282 2 (467) 709 310 (163) 33 673
cœurs
PROVISIONS LIÉES À LA
63 544 3 817 (1 446) 982 386 (300) 66 983
PRODUCTION NUCLÉAIRE



L’évolution des provisions liées à la production nucléaire observée sur le premier semestre 2024 s’explique notamment par une
augmentation des provisions pour gestion du combustible usé en France au titre de la révision du scénario des coûts
d’entreposage des combustibles usés (voir note 14.1) pour 3 301 millions d’euros dont les effets sont présentés en
« Augmentations » pour un montant de 3 291 millions d’euros pour les provisions ayant une contrepartie en résultat et en
« Autres mouvements » pour un montant de 10 millions d’euros au titre des variations des provisions adossées à des actifs.
Il est par ailleurs à noter une hausse du taux d’actualisation réel de 10 points de base en France (voir note 14.1) diminuant les
provisions de (918) millions d'euros, dont les effets sont présentés en « Effet de l’actualisation » pour un montant de
(491) millions d’euros pour les provisions ayant une contrepartie en résultat et en « Autres mouvements » pour un montant de
(427) millions d’euros au titre des variations des provisions adossées à des actifs (actifs de contrepartie et actifs sous-jacents).




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14.1 Provisions nucléaires en France
L’évaluation des provisions pour aval du cycle nucléaire, déconstruction des centrales et derniers cœurs est sensible aux
hypothèses retenues en termes de scénarios industriels et procédés techniques, coûts, taux d’inflation et taux d’actualisation à
long terme, durées d’amortissement des centrales en exploitation et échéanciers de décaissements.
Concernant les provisions pour gestion du combustible usé, les charges sont principalement évaluées à partir des flux physiques
prévisionnels à la date de l’arrêté des comptes, et sur la base des contrats avec Orano Recyclage qui déclinent l’accord-cadre pour
la période 2008 - 2040, et dont le dernier, signé le 5 février 2016, fixait les conditions d’application pour la période 2016 ‑ 2023.
Des négociations étaient en cours depuis septembre 2020 avec Orano Recyclage au titre de l’avenant 2024-2026. En septembre
2023, les négociations ont convergé avec la signature d’un accord sur les principes du futur contrat d’application (avenant
2024‑2026 à l’accord cadre), se traduisant pour EDF SA par une augmentation de 2 216 millions d’euros des provisions pour
gestion du combustible usé au 31 décembre 2023. Le contrat d’application pour la période 2024-2026, reprenant les éléments de
l’accord sur les principes mentionné ci-dessus, a été validé par le Conseil d’administration le 28 juin 2024. En conséquence, ce
contrat n’a pas d’impact significatif sur les provisions pour gestion du combustible usé au 30 juin 2024. L’accord transitoire qui
couvrait la période du 1er semestre 2024 a été prolongé jusqu’au 30 septembre 2024. La signature par l’ensemble des parties de
l’accord d’application pour la période 2024-2026 est envisagée dans cet intervalle.
Par ailleurs, l’entreposage des combustibles usés est un enjeu clé pour l’aval du cycle, avec à fin 2023 :
• d’une part, un sujet relatif aux risques de saturation des piscines de La Hague à l’horizon 2030 compte tenu notamment des
prévisions de remplissage des entreposages de combustibles usés issus du parc de production d’EDF. Dans cette perspective,
la construction d’une piscine d’entreposage centralisé sous maîtrise d’ouvrage et exploitée par EDF, dont la mise en service
d’un premier bassin, était prévue pour 2034 afin d’augmenter le volume d’entreposage à long-terme des futurs combustibles
usés et ainsi éviter la saturation. Ce premier bassin, avec une fonction d’extension des piscines des réacteurs nucléaires
permettant d’assurer la continuité d’exploitation du parc, était ainsi considéré comme une immobilisation corporelle. Dans
l’attente de ce bassin, des solutions transitoires, projets parades de densification des piscines existantes du site Orano de La
Hague et solution complémentaire d’entreposage à sec pour les combustibles usés au plutonium (MOX) et à l’uranium issu du
traitement (URE), faisaient l’objet d’études dont les coûts associés étaient couverts par les provisions ;
• et d'autre part, le besoin d’entreposage de long terme du combustible usé engagé actuellement non recyclable dans des
installations industrielles construites ou en construction, à savoir le combustible au plutonium (MOX usé) ou à l’uranium issu du
traitement (URE usés), et le combustible de Creys-Malville dans l’attente des réacteurs de quatrième génération. Ce besoin
était couvert par des provisions basées sur un scénario de construction d’un deuxième bassin au titre de la piscine
d’entreposage centralisé dont la mise en service était prévue en 2047.
Concernant ce sujet de gestion des combustibles usés, le premier semestre 2024 a été marqué par :
• le Conseil de Politique Nucléaire (CPN) du 26 février 2024 qui a permis de confirmer les grandes orientations de la politique
française sur l’aval du cycle combinant le retraitement, la réutilisation des combustibles usagés et la fermeture du cycle, via la
prolongation, la résilience des installations actuelles et le renouvellement des usines du cycle à La Hague ;
• l’audition conjointe Orano et EDF du 11 avril 2024 par le collège de l’ASN qui a permis, dans le contexte du CPN mentionné
ci‑dessus, de présenter de façon convergée, un état des lieux à date des capacités d’entreposage sur le site de La Hague ainsi que
les projections de quantités de combustibles usés à entreposer. Suite à cette audition, l’ASN dans sa note d’information du 17 avril
2024 a pris note d'un report du risque de saturation dans les piscines de La Hague, tout en réaffirmant le besoin de mise en place
de parades pour restituer des marges de sécurité. Par ailleurs, l’ASN a appelé les exploitants à mettre en œuvre de nouvelles
capacités d’entreposage long terme dans les délais les plus courts possibles avec des objectifs de sûreté de haut niveau.
Ainsi, le scénario industriel présenté par EDF devant le collège des commissaires de l’ASN le 11 avril 2024 intègre la détente
annoncée du risque de saturation des piscines La Hague à court terme (avec mise en œuvre des parades) conjuguée à la perspective
de renouvellement des usines de La Hague, avec notamment le recours à un bassin unique (au lieu de deux bassins précédemment
prévus, comme mentionné ci-dessus) sous maitrise d’ouvrage EDF, conformément aux dispositions de l’arrêté du 9 décembre 2022
pris en application du décret n° 2022-1547 du 9 décembre 2022, et ayant pour fonction l’entreposage longue durée du combustible
au plutonium (MOX usé) et le combustible de Creys-Malville. Les estimations retenues pour valoriser ce scénario reposent sur ces
hypothèses structurantes. Les travaux se poursuivent entre EDF, Orano, l’ASN et les services de l’Etat, en lien avec les réflexions
sur le renouvellement des installations de l’aval du cycle. Si de nouvelles modalités de mise en œuvre des nouvelles capacités
d’entreposage long terme dans le nouveau contexte de renouvellement des installations de l’aval du cycle étaient décidées, le
Groupe en traduirait les effets dans ses comptes.
Au 30 juin 2024, ce changement de scénario industriel conduit à une dépréciation des coûts immobilisés au titre du premier
bassin pour un montant de 142 millions d’euros et à la mise à jour des provisions pour gestion du combustible usé à fin juin 2024,
en tenant compte des dernières estimations, de la façon suivante :
• concernant la gestion du risque de saturation des piscines La Hague à court terme (entre 2030 et 2040), la confirmation de la
mise en œuvre du projet parade de densification de ces piscines, avec la finalisation des études de développement conduisant
à une augmentation des provisions de 311 millions d’euros au 30 juin 2024. La solution complémentaire d’entreposage à sec
reste également envisagée à ce stade ;
• concernant le besoin d’entreposage long terme du combustible au plutonium (MOX usé) et du combustible de Creys-Malville, la
prise en compte du nouveau dimensionnement de la capacité d’un bassin unique et d'une mise en service au plus tôt.
L'estimation s'appuie sur une revue des coûts du projet proposé par EDF au niveau Avant Projet Sommaire (APS) finalisée sur le
premier trimestre 2024 intégrant les derniers requis en termes de sûreté et de sécurité. Ces éléments conduisent à une
augmentation de cette provision, non liée au cycle d'exploitation au sens de la loi de 2006 et donnant donc lieu à constitution
d’actifs dédiés, pour un montant de 2 657 millions d’euros au 30 juin 2024 ;
• concernant le combustible usé engagé à date à l’uranium issu du traitement (URE), il est dorénavant considéré dans le scénario
industriel qu’il sera traité dans les usines existantes de La Hague (en lieu et place d’un entreposage long terme suivi d’un
stockage direct). Les provisions pour gestion du combustible usé au titre du traitement augmentent de 333 millions d'euros, et
les provisions pour gestion long terme diminuent de 120 millions d’euros.




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Enfin, conformément aux prérogatives fixées par l’article 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 début du deuxième trimestre 2024 et devrait se conclure avant la fin de l’exercice 2024.
Concernant les provisions pour démantèlement et dernier cœur il n’y a pas eu sur le premier semestre 2024 d’événement
réglementaire, industriel, opérationnel ou financier susceptible de conduire à une évolution notable des devis et provisions.
Concernant Flamanville 3, après le chargement du combustible nucléaire dans le réacteur réalisé en mai 2024, EDF est engagé
actuellement dans une phase d’essais précritiques, c’est-à-dire sans que la réaction en chaîne ne soit déclenchée. EDF procèdera
ensuite à la divergence du réacteur (après accord de l’ASN), c’est-à-dire au démarrage du processus de réaction en chaîne. Cette
première divergence impliquera, dans les états financiers consolidés du Groupe, la comptabilisation des provisions relatives à
Flamanville 3 au titre de la déconstruction, gestion des déchets issus de la déconstruction et dernier cœur, pour un montant
estimé à 375 millions d’euros. La contrepartie de la provision sera comptabilisée en immobilisations. A cela s’ajoutera la
constatation d’une provision pour gestion du combustible usé estimée à 75 millions d’euros dont la contrepartie sera
comptabilisée en stocks de combustibles.

Taux d'actualisation et taux d’inflation
Les modalités de calcul du taux d’actualisation et du taux d’inflation sont décrites en note 15.1.1.5 de l’annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2023.
Sur cette base, le taux d’actualisation nominal s’établit à 4,7 % au 30 juin 2024 (4,5 % au 31 décembre 2023) prenant en compte
une hypothèse d’inflation de 2,1 % (2,0 % au 31 décembre 2023), soit un taux d’actualisation réel de 2,6 % au 30 juin 2024 (2,5 %
au 31 décembre 2023).
La hausse du taux d’actualisation reflète la hausse observée des taux des OAT sur le premier semestre 2024.

Plafond réglementaire du taux d'actualisation
Le taux d’actualisation retenu doit respecter un double plafond règlementaire. Selon le décret du 1er juillet 2020 relatif à la
sécurisation du financement des charges nucléaires (qui codifie et actualise au sein du Code de l’environnement le décret initial
du 23 février 2007), et l’arrêté du 1er juillet 2020 relatif à la sécurisation du financement des charges nucléaires (qui modifie
l'arrêté initial du 21 mars 2007), le taux d'actualisation doit être inférieur :
• au plafond réglementaire, exprimé en valeur réelle, c’est-à-dire net du taux d’inflation. Cette valeur est égale à la valeur non
arrondie représentative des anticipations en matière de taux d’intérêt réel à long terme, retenue pour le calcul publié par
l’Autorité européenne des assurances et des pensions professionnelles (EIOPA) du taux à terme ultime (taux UFR « réel »)
applicable à la date considérée, majorée de cent cinquante points de base ;
• au taux de rendement prévisionnel des actifs de couverture (actifs dédiés).
Le taux plafond calculé selon l’arrêté en vigueur à partir de la référence UFR s'établit à 2,72 % au 30 juin 2024 (2,85 %
au 31 décembre 2023).
Par ailleurs, les études tenant compte du profil de rendement et de risque des différentes classes d’actifs font ressortir un
rendement moyen prévisionnel à 20 ans des actifs dédiés proche de leur rendement moyen annualisé de 6 % observé entre le
1er janvier 2004 et le 30 juin 2024, et donc supérieur au taux d’actualisation nominal.
La sensibilité aux hypothèses de coûts, de taux d’inflation et de taux d’actualisation ainsi qu’aux échéanciers de décaissements
peut être estimée à partir de la comparaison du montant brut évalué aux conditions économiques de fin de période avec le
montant en valeur actualisée.

Provisions liées à la production nucléaire dans le périmètre de la loi du 28 juin 2006


30/06/2024 31/12/2023
Montants des Montants des
charges aux charges aux
conditions Montants conditions Montants
économiques de provisionnés en économiques de provisionnés en
(en millions d'euros) fin de période valeur actualisée fin de période valeur actualisée
Gestion du combustible usé 24 345 15 915 18 998 12 657
dont non liée au cycle d'exploitation 7 531 4 389 3 658 1 760
Gestion à long terme des déchets radioactifs 37 627 12 866 38 467 13 205
AVAL DU CYCLE NUCLÉAIRE 61 972 28 781 57 465 25 862
Déconstruction des centrales nucléaires en exploitation 23 564 13 005 23 335 13 002
Déconstruction des centrales nucléaires arrêtées 8 820 5 343 8 832 5 417
Derniers cœurs 4 796 2 797 4 668 2 720
DÉCONSTRUCTION ET DERNIERS CŒURS 37 180 21 145 36 835 21 139
PROVISIONS LIÉES À LA PRODUCTION NUCLÉAIRE -
49 926 47 001
Périmètre loi du 28 juin 2006




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En complément sur les analyses de sensibilités, le tableau ci-dessous fournit pour EDF l’estimation de l’impact sur la valeur
actualisée des provisions pour aval du cycle nucléaire, pour déconstruction des centrales nucléaires et derniers cœurs, d’une
variation du taux d’actualisation de plus ou moins 20 points de base :

Au 30 juin 2024 :


Sensibilité au taux d'actualisation
Montants
Sur la provision au bilan Sur le résultat avant impôt
provisionnés en
(en millions d'euros) valeur actualisée + 0,20 % - 0,20 % + 0,20 % - 0,20 %
Aval du cycle nucléaire :
- gestion du combustible usé 17 143 (298) 315 259 (275)
- gestion à long terme des déchets radioactifs 12 866 (671) 751 519 (587)
Déconstruction et derniers cœurs :
- déconstruction des centrales nucléaires en exploitation 13 005 (558) 586 - -
- déconstruction des centrales nucléaires arrêtées 5 343 (157) 167 157 (167)
- derniers cœurs 2 797 (91) 97 - -
TOTAL 51 154 (1 775) 1 916 935 (1 029)
dont part dans l'assiette de couverture des actifs dédiés 36 202 (1 548) 1 679 796 (884)



L’estimation de l’impact sur la valeur actualisée des provisions pour aval du cycle nucléaire, pour déconstruction des centrales
nucléaires et derniers cœurs d’une variation du taux d’actualisation de + 10/- 10 points de base est de (904)/939 millions d’euros
dont 478/(502) millions d’euros sur le résultat avant impôt.

14.2 Actifs dédiés d’EDF
EDF a constitué un portefeuille d’actifs financiers dédiés à la sécurisation du financement des engagements nucléaires de long terme et
notamment à la déconstruction des centrales et à la gestion à long terme des déchets radioactifs, conformément à la réglementation.
Les caractéristiques de ce portefeuille ainsi que ses principes de gestion et la règlementation applicable sont exposés en
note 15.1.2 de l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023.

14.2.1 Évolutions des actifs dédiés sur le premier semestre

Le taux de couverture des provisions étant supérieur à 100 % au 31 décembre 2023 (108,5 %), il n’y a pas d’obligation de dotation
aux actifs dédiés en 2024 et aucune dotation n'a été réalisée sur le premier semestre 2024 (pour rappel, il n’y a pas eu
d’obligation de dotation aux actifs dédiés en 2023 et aucune dotation n'a été réalisée en 2023).
Dans la continuité de 2023, les marchés actions ont été orientés à la hausse sur le premier semestre 2024, et les marchés
obligataires sont restés relativement stables.
Les craintes de surchauffe de l’économie américaine se sont amoindries, et les données macro-économiques sur le marché de
l’emploi et sur l’inflation (3,0 % pour juin 2024) se rapprochent des objectifs de la Banque centrale des Etats-Unis. Si le ton est
encore prudent, le marché est désormais confiant sur le fait que le prochain mouvement sur les taux sera une baisse,
probablement à la rentrée. La BCE a quant à elle déjà initié une première baisse de taux en juin, puisque l’inflation européenne
est sur une tendance à la convergence vers 2 %. L’impact sur les taux longs est cependant resté faible en Europe, puisque dans
le même temps, les incertitudes politiques ont ravivé le spectre d’une crise des déficits et de la dette.
Côté entreprises, comme l’an dernier, ce sont quelques entreprises qui concentrent les bons chiffres de croissance et les
performances boursières. En lien avec la révolution de l’intelligence artificielle, les mega capitalisations américaines
surperforment l’ensemble du marché et cinq titres (Nvidia, Microsoft, Apple, Amazon et Meta) expliquent 44 % de la performance
de l'indice MSCI All Country World sur le semestre.
Depuis le début de l’année, l'indice actions MSCI All Country World progresse de 13,7 % en Euro, l’indice obligataire souverain
FTSE EMU GBI recule de 1,9 %, l’indice crédit Investment grade FTSE EuroBIG Corporate progresse de 0,5 % et l'indice high yield
short duration progresse de 2,7 %.
La performance des actifs de croissance (+ 12,6 % dont + 13,1 % pour les actions cotées) et des actifs de taux (+ 0,4 % dont
+ 0,1 % pour les obligations cotées) sont proches de celles des indices.
Des variations de juste valeur positives du portefeuille d’actifs dédiés (OPC, actions) ont ainsi été enregistrées sur le premier
semestre 2024 dans le résultat financier à hauteur de 1 837 millions d’euros (voir note 8.3) contre des variations de juste valeur
positives à hauteur de + 1 392 millions d’euros sur le premier semestre 2023 et de + 2 220 millions d’euros sur l'exercice 2023.
De même, des variations de juste valeur négatives sur le portefeuille d’actifs dédiés obligations ont été enregistrées sur le
premier semestre 2024 en OCI à hauteur de (98) millions d’euros (voir note 17.1.2) contre des variations de juste valeur positives à
hauteur de + 141 millions d’euros sur le premier semestre 2023 et de + 431 millions d'euros en 2023.
Au premier semestre 2024, EDF Invest a poursuivi la gestion des différentes classes d'actifs non cotés relevant de son mandat
(infrastructures, immobilier et fonds d’investissement) et a finalisé les acquisitions signées au second semestre 2023 (50 % d’un
portefeuille d’entrepôts logistiques en Suède ainsi que 40,05 % d’un consortium qui a pris le contrôle de l’opérateur norvégien de
ferries électrifiés Fjord1). En mai 2024, EDF Invest a également signé une promesse de vente en vue de l’acquisition de 50 % d’un
portefeuille d’entrepôts logistiques en France (opération restant à finaliser au second semestre 2024).
Des retraits pour un montant de 329 millions d’euros ont été effectués à hauteur des décaissements au titre des obligations
nucléaires de long terme à couvrir au premier semestre 2024 (309 millions d'euros sur le premier semestre 2023 et 465 millions
d’euros sur l'exercice 2023).



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14.2.2 Valorisation des actifs dédiés d’EDF

Les actifs dédiés d’EDF se décomposent de la façon suivante :


30/06/2024 31/12/2023
Valeur Valeur de Valeur Valeur de
(en millions d'euros) Présentation au bilan consolidé comptable réalisation comptable réalisation
ACTIFS DE RENDEMENT (EDF Invest)(1) 6 507 9 204 6 196 8 657
Participations dans les
Entreprises associées (dont CTE) 4 136 6 827 3 834 6 287
entreprises associées(1) et (2)
Titres de dettes et de capitaux
Autres actifs non cotés 2 380 2 386 2 359 2 367
propres et autres actifs nets(3)
Dérivés Juste valeur des dérivés (9) (9) 3 3
ACTIFS DE CROISSANCE 15 706 15 706 14 036 14 036
Actions cotées Titres de dettes 15 105 15 105 13 392 13 392
Fonds actions non cotées (EDF Invest)(1) Titres de dettes 632 632 589 589
Dérivés Juste valeur des dérivés (31) (31) 55 55
ACTIFS DE TAUX 13 660 13 660 14 192 14 192
Obligations et TCN cotés Titres de dettes 12 868 12 868 12 488 12 488
Fonds de dette à haut rendement non cotée
Titres de dettes 243 243 236 236
(EDF Invest)(1)
Fonds de dette senior non cotée (EDF Invest)(1) Titres de dettes 380 380 363 363
Trésorerie(4) Titres de dettes 159 159 1 104 1 104
Dérivés Juste valeur des dérivés 10 10 1 1
TOTAL DES ACTIFS DÉDIÉS 35 873 38 570 34 424 36 885
(1) Dont participation du Groupe de 50,1 % dans CTE, société détenant 100 % des titres de RTE (voir note 11). La valeur de réalisation des entités EDF Invest
présentée dans ce tableau est déterminée par un évaluateur indépendant.
(2) Incluant une valorisation de la quote-part de capitaux propres des sociétés contrôlées détenant ces participations.
(3) Incluant des titres de dettes et de capitaux propres pour 2 259 millions d’euros et une valorisation de la quote-part de capitaux propres des autres sociétés contrôlées.
(4) Après déduction de 152 millions d'euros de dette financière comptabilisée dans le cadre des opérations de mises en pension d'obligations compensées par
+ 152 millions d'euros réinvestis en OPCVM monétaires figurant sur la ligne « Trésorerie ».




14.3 Situation de couverture des obligations nucléaires de long terme d’EDF
Les obligations nucléaires de long terme en France visées par la réglementation relative aux actifs dédiés, pour leur part liée à la
production nucléaire, figurent dans les comptes consolidés du groupe EDF pour les montants suivants :


(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Provisions pour gestion du combustible usé – part non liée au cycle d’exploitation au sens de
4 389 1 760
la réglementation
Provisions pour gestion à long terme des déchets radioactifs 12 866 13 205
Provisions pour déconstruction des centrales nucléaires 18 348 18 419
Provisions pour derniers cœurs – part relative aux coûts futurs de gestion à long terme des
599 605
déchets radioactifs
COÛT ACTUALISÉ DES OBLIGATIONS NUCLÉAIRES DE LONG TERME 36 202 33 989
VALEUR DE RÉALISATION ACTIFS DÉDIÉS 38 570 36 885
TAUX DE COUVERTURE RÈGLEMENTAIRE 106,5 % 108,5 %



Au 30 juin 2024, le taux de couverture réglementaire des provisions par des actifs dédiés est de 106,5 %. Le plafonnement
réglementaire éventuel de la valeur de réalisation de certains investissements prévu par le Code de l’environnement n’a pas
d’effet au 30 juin 2024.
La bonne performance de 5,5% des actifs dédiés sur le 1er semestre 2024 permet, malgré l’impact sur les provisions nucléaires à
couvrir, du changement de scénario industriel sur l’entreposage des combustibles usés, un taux de couverture des provisions
nucléaires de 106,5% au 30 juin 2024 (108,5% au 31 décembre 2023). Ce taux présente une baisse contenue de 2% par rapport au
31 décembre 2023 et une marge toujours significative au-dessus du seuil réglementaire de 100%. De ce fait, et malgré l’impact
prévu des provisions à constituer au titre du démantèlement de Flamanville 3 après la 1ère divergence attendue courant 2024, le
taux de couverture, hors dégradation des conditions de marché, devrait rester supérieur à 100% à horizon fin 2024.




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Note 15 Provisions pour avantages du personnel
15.1 Provisions pour avantages du personnel du Groupe

(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Provisions pour avantages du personnel – part courante 657 665
Provisions pour avantages du personnel – part non courante 15 606 15 895
PROVISIONS POUR AVANTAGES DU PERSONNEL 16 263 16 560



15.1.1 Décomposition de la variation de la provision : engagements, actifs de couverture, passif net

(en millions d'euros) Engagements Actifs de couverture Passif net
Solde au 31/12/2023(1) 33 922 (17 504) 16 418
Charge nette du premier semestre 2024 880 (330) 550
Écarts actuariels (1 107) 526 (581)
Cotisations versées aux fonds - (42) (42)
Cotisations salariales - - -
Prestations versées (768) 177 (591)
Écarts de conversion 179 (184) (5)
Autres mouvements 52 8 60
SOLDE AU 30/06/2024 33 158 (17 349) 15 809
dont provisions pour avantages du personnel 16 263
dont actifs financiers non courants (454)
(1) Le passif net au 31 décembre 2023 était composé de la provision pour avantages du personnel pour 16 560 millions d’euros et d’actifs financiers non courants
pour (142) millions d’euros soit un passif net de 16 418 millions d’euros.



La répartition du passif net par zone géographique est la suivante :


(en millions d'euros) Engagements Actifs de couverture Passif net
France 25 906 (10 060) 15 846
Royaume-Uni 6 376 (6 812) (436)
Autres 876 (477) 399
Solde au 30/06/2024 33 158 (17 349) 15 809
dont provisions pour avantages du personnel 16 263
dont actifs financiers non courants (454)



(en millions d'euros) Engagements Actifs de couverture Passif net
France 26 187 (10 001) 16 186
Royaume-Uni 6 913 (7 033) (120)
Autres 822 (470) 352
Solde au 31/12/2023 33 922 (17 504) 16 418
dont provisions pour avantages du personnel 16 560
dont actifs financiers non courants (142)



Les écarts actuariels sur engagements générés au premier semestre 2024 s’élèvent à (1 107) millions d’euros :
• dont (422) millions d’euros en France en lien avec l'évolution des taux d’actualisation et de l'inflation (+ 10 points de base du taux
d'actualisation réel) ;
• dont (681) millions d’euros au Royaume-Uni, liés essentiellement à une hausse significative du taux d'actualisation (+ 65 points de
base), et une augmentation du taux d'inflation et d'augmentation des salaires pour respectivement (+ 10 points de base) et
(+ 15 points de base).
Les écarts actuariels sur actifs générés au premier semestre 2024 s’élèvent à 526 millions d’euros. Ils résultent principalement
d’une évolution de 433 millions d'euros au Royaume-Uni due à la hausse marquée des taux souverains britanniques et de
107 millions d'euros en France due à la hausse des taux d'intérêts obligataires.




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15.1.2 Charges au titre des avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme

(en millions d'euros) S1 2024 S1 2023
Coût des services rendus (259) (224)
Coût des services passés 30 91
Écarts actuariels – avantages à long terme (43) (38)
Effet d'une réduction ou liquidation de régime (10)
Charges nettes en résultat d’exploitation (272) (181)
Charges d’intérêts (effets de l’actualisation) (608) (664)
Produit sur les actifs de couverture 330 351
Charge d’intérêt nette en résultat financier (278) (313)
CHARGES AU TITRE DES AVANTAGES DU PERSONNEL ENREGISTREES DANS LE COMPTE
(550) (494)
DE RÉSULTAT
Écarts actuariels sur engagements relatifs aux avantages postérieurs à l’emploi 1 107 412
Écarts actuariels sur actifs de couverture (526) 23
Écarts actuariels 581 435
Écarts de conversion 5 19
GAINS ET PERTES SUR AVANTAGES DU PERSONNEL COMPTABILISES DIRECTEMENT EN
586 454
CAPITAUX PROPRES



15.2 Hypothèses actuarielles
Les méthodes de détermination de ces hypothèses actuarielles restent inchangées par rapport à celles du 31 décembre 2023.
Les principales hypothèses actuarielles retenues pour l'évaluation des avantages du personnel sont les suivantes :


France Royaume-Uni
(en %) 30/06/2024 31/12/2023 30/06/2024 31/12/2023
Taux d'actualisation/taux de rendement des actifs(1) 3,60% 3,40 % 5,15% 4,50 %
Taux d’inflation 2,10% 2,00 % 3,00% 2,90 %
Taux d'augmentation des salaires(2) 3,20% 3,10 % 2,90% 2,75 %
(1) Le produit d’intérêts généré par les actifs est calculé sur la base du taux d’actualisation. La différence entre ce produit d’intérêts et le rendement des actifs
est comptabilisée en capitaux propres.
(2) Taux moyen inflation inclus et pour une projection de carrière complète.




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Note 16 Autres provisions, passifs et actifs éventuels

30/06/2024 31/12/2023
Non Non
(en millions d'euros) Notes courant Courant Total courant Courant Total
Autres provisions pour déconstruction 16.1 1 978 140 2 118 1 943 116 2 059
Autres provisions 16.2 3 741 3 283 7 024 2 935 3 175 6 110
AUTRES PROVISIONS 5 719 3 423 9 142 4 878 3 291 8 169



16.1 Autres provisions pour déconstruction
Les autres provisions pour déconstruction concernent principalement les centrales thermiques et les installations relatives à la
production d’assemblages de combustible nucléaire, ainsi que la provision pour démantèlement de parcs éoliens.
La répartition par société est présentée en note 17.1 de l'annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023. Cette répartition
reste similaire au 30 juin 2024.

16.2 Autres provisions
Les variations des autres provisions se répartissent comme suit :


Diminutions
Provisions
excédentaires
Provisions ou devenues Mouvements Autres
(en millions d’euros) 31/12/2023 Augmentations utilisées sans objet de périmètre mouvements 30/06/2024
Provisions pour risques liés aux
638 6 (1) - (3) 12 652
filiales et participations
Provisions pour risques fiscaux
30 - (3) - 21 - 48
« hors IS »
Provisions pour litiges 233 36 (40) (4) 10 91 326
Provisions pour contrats onéreux 676 36 (76) - 5 11 652
Provisions liées aux dispositifs
1 707 1 139 (645) - - 34 2 235
environnementaux
Autres provisions pour risques et
2 826 667 (404) (45) 43 25 3 112
charges
TOTAL 6 110 1 884 (1 169) (49) 76 173 7 025



Provisions pour contrats onéreux
Les provisions pour contrats onéreux concernent principalement les activités gazières GNL du Groupe (contrat long-terme de
regazéification avec Dunkerque LNG).

Provisions liées aux dispositifs environnementaux
Les provisions liées aux dispositifs environnementaux incluent les provisions pour quotas d’émission de gaz à effet de serre, pour
Certificats d’énergie renouvelable et pour Certificats d’économie d’énergie (CEE), le cas échéant.
La hausse des provisions sur le semestre correspond principalement à des dotations au titre des Certificats d’énergie
renouvelable au Royaume-Uni, ainsi qu'aux CEE en Italie, mais compensées partiellement par des reprises en France. Pour rappel,
une grande partie des obligations au titre des Certificats d’énergie renouvelable est couverte par ceux acquis et comptabilisés en
immobilisations incorporelles.

Autres provisions pour risques et charges
Suite à l’accord signé le 31 juillet 2023 entre Edison et ENI concernant les sites industriels soumis à contribution à Enimont en
1989, une provision avait été constituée au 31 décembre 2023 pour 430 millions d'euros. Une provision complémentaire de
379 millions d'euros a été enregistrée au 30 juin 2024 compte tenu des nouvelles évaluations techniques et juridiques sur les
activités réalisées ou à mettre en œuvre avec ENI dans les années à venir (voir note 16.3.2).
Les autres provisions couvrent par ailleurs divers risques et charges liés à l’exploitation (restructuration, obligations
contractuelles d’entretien…). Aucune provision n'est individuellement significative.
Dans des cas extrêmement rares, la description d’un litige ayant fait l’objet d’une provision peut ne pas être mentionnée dans les
notes annexes aux états financiers, si une telle divulgation était de nature à causer au Groupe un préjudice sérieux.




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16.3 Passifs et actifs éventuels
Concernant les passifs et actifs éventuels du Groupe, hormis les procédures mentionnées ci-dessous, aucune évolution
significative n’a été observée sur le premier semestre 2024 par rapport aux éléments présentés dans l’annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2023 en note 17.3 et au chapitre 7.1.5 du Document d'enregistrement universel.

16.3.1 Contentieux ARENH – Force majeure

Dans le cadre de la crise sanitaire liée à la Covid-19, certains fournisseurs ont demandé la suspension totale des livraisons de
volumes d’ARENH et/ou leur suspension partielle à hauteur de la baisse de consommation d’électricité de leur portefeuille de
clients pendant la crise, en invoquant la clause de force majeure prévue dans l’accord-cadre ARENH conclu avec EDF.
Sept procédures au fond ont été initiées à ce jour par des fournisseurs alternatifs en vue d’obtenir d’EDF des dommages et
intérêts en réparation du préjudice causé par son refus prétendument illicite d’appliquer la clause de force majeure. Il s’agit de :
Hydroption, Vattenfall, Priméo Energie Grands Comptes et Priméo Energie Solutions, Arcelor Mittal Energy, Plüm Energy et
Entreprises et Collectivités, TotalEnergies et Ekwateur.
Le 13 avril 2021, le Tribunal de commerce de Paris a rendu un premier jugement au fond dans l’affaire Hydroption, condamnant
EDF à lui verser 5,88 millions d’euros de dommages et intérêts. Il a considéré que les conditions de la force majeure étaient
réunies et conclu qu'EDF avait commis une faute contractuelle engageant sa responsabilité en n'arrêtant pas la livraison des
volumes comme l'avait demandé Hydroption. Le 15 octobre 2021, la cour d'appel de Paris a infirmé le jugement du Tribunal de
commerce en ce qu’il avait retenu la responsabilité d’EDF et l’avait condamnée à verser les dommages et intérêts à Hydroption,
considérant que la cause exonératoire de la force majeure n’était pas démontrée et qu’EDF n’était pas tenue de satisfaire à la
demande de suspension du contrat. Le 2 décembre 2021, le Tribunal de commerce de Toulon a prononcé la liquidation judiciaire
de la société Hydroption SAS. Le liquidateur s’est pourvu en cassation le 19 janvier 2022. La Cour de cassation, par un arrêt du
22 mars 2023 a cassé et annulé en toutes ses dispositions l’arrêt de la cour d’appel de Paris, en se fondant sur un seul moyen de
procédure et a renvoyé l’affaire au fond devant la cour d’appel. Une nouvelle déclaration de saisine a été déposée par EDF devant
la cour d’appel. Par un arrêt du 24 juin 2024, la cour d’appel de Paris infirme le jugement du Tribunal de commerce et rejette les
demandes indemnitaires de la société Hydroption.
Le 30 novembre 2021, le Tribunal de commerce de Paris a rendu deux jugements au fond dans les affaires TotalEnergies et
Ekwateur condamnant EDF à verser d’une part, 53,9 millions d’euros à TotalEnergies et d’autre part, 1,8 millions d’euros à
Ekwateur à titre de dommages et intérêts. EDF a fait appel de ces deux jugements. L’audience de plaidoirie devant la cour
d’appel est prévue le 20 mars 2025.
Le 6 décembre 2022, le Tribunal de commerce de Paris a rendu deux nouveaux jugements au fond dans les dossiers Priméo Energie
Grands Comptes et Priméo Energie Solutions condamnant EDF à verser à ces deux sociétés respectivement 1,7 million d’euros et
2,4 millions d’euros de dommages et intérêts. Les parties s’étant désistées de l’instance, ces contentieux sont désormais clos.
Un jugement du Tribunal de commerce du 27 mars 2023 a confirmé le désistement de la société Plüm du contentieux contre EDF.
En outre, le 24 mai 2023, le Tribunal de commerce a débouté Arcelor Mittal de ses demandes. Un certificat de non-appel a été
obtenu le 8 novembre 2023. Ces deux contentieux sont clos.
Le 16 janvier 2024, le Tribunal de commerce de Paris a rendu un jugement au fond dans le dossier Vattenfall condamnant EDF à
verser à cette société 5 millions d’euros de dommages et intérêts. EDF a fait appel de ce jugement.

16.3.2 Edison

Accord environnemental avec ENI
Le 31 juillet 2023 a été signé un accord entre Edison et ENI concernant les sites industriels soumis à contribution à Enimont en
1989. Les objectifs de l'accord sont notamment de : i) mettre fin à des litiges pendants devant la cour d'appel de Milan et
prévenir tout autre litige, pour des cas et sur des questions similaires qui pourraient survenir à l'avenir ; ii) convenir du cadre de
conduite mutuelle sur les questions environnementales liées à ces sites et résoudre les problèmes environnementaux résultant
de la pollution historique sur une base 50/50.
L'accord représente un tournant d'une importance majeure dans les activités de régénération du territoire et de restauration de
lieux, comme ceux en question, fortement impactés par les processus d'industrialisation survenus au siècle dernier.
Suivant la signature de l'accord, Edison avait constitué au 31 décembre 2023 une provision de 430 millions d'euros. Une provision
complémentaire de 379 millions d'euros a été enregistrée au 30 juin 2024 compte tenu des nouvelles évaluations techniques et
juridiques sur les activités réalisées ou à mettre en œuvre avec ENI dans les années à venir (voir note 16.2). Des estimations des
coûts futurs sont en cours.

16.3.3 Contentieux E-Pango

La société E-Pango a assigné EDF et également les sociétés RTE et ENEDIS devant le Tribunal de commerce de Paris le
14 décembre 2023 aux fins d’obtenir la réparation intégrale du préjudice qui lui aurait été causé suite à la résiliation de l’Accord de
Responsable d’Équilibre qu’elle avait conclu avec RTE ; cette résiliation ayant entraîné la suspension de son autorisation d’achat
pour revente conduisant au basculement de ses clients en offre de secours dont EDF assure la fourniture à titre transitoire.
E-Pango considère que la résiliation de son Accord avec RTE a été effectuée de manière abusive et relève par ailleurs d’une
véritable stratégie d’éviction de RTE, avec le concours d’Enedis et ce au bénéfice d’EDF.
E-Pango sollicite ainsi la réparation intégrale de son préjudice à hauteur d’environ 150 millions d’euros lié notamment à l’arrêt de
son activité de fournisseur, la perte de valeur économique de son positionnement concurrentiel.
L’audience s’est déroulée le 27 mai 2024. EDF (de même que Enedis et RTE) a demandé un sursis à statuer dans l’attente d’une
décision de la cour d’appel à la suite du recours formé par E-Pango contre la décision de l’Autorité de la concurrence du
7 septembre 2023 se déclarant incompétente pour statuer sur les pratiques dénoncées par E-Pango. Le 2 juillet 2024, le Tribunal
de commerce de Paris a rendu son jugement ordonnant le sursis à statuer.



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16.3.4 Enquêtes ADLC

Recours devant la cour d’appel de Paris contre la décision du 18 janvier 2022 de l’ADLC : comme indiqué dans la note 17.3
« Passifs et actifs éventuels » de l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023, l’ADLC a, par une décision en date du
18 janvier 2022, rejeté la plainte ainsi que la demande de mesures conservatoires introduites à l’encontre d’EDF par l’ANODE
(Association Nationale des Opérateurs Détaillants en Énergie). Cette plainte était relative au refus opposé par EDF de maintenir
l’accès à la base de données des clients non résidentiels concernés par la fin des TRVE Bleus et ayant basculé automatiquement,
au 31 décembre 2020, vers un contrat de sortie de tarif. L’ADLC avait considéré que les faits invoqués par l’ANODE n’étaient pas
appuyés d’éléments suffisamment probants pour étayer l’existence des pratiques dénoncées. L’ANODE a fait appel de la décision
de l’Autorité le 1er mars 2022 et EDF a introduit une déclaration d’intervention volontaire le 30 mars 2022. Par un arrêt du
3 novembre 2022, la cour d’appel de Paris a déclaré irrecevable l’intervention volontaire d’EDF. Le 15 mai 2024, la Cour de
cassation a rejeté le pourvoi d’EDF relatif à cette décision d’irrecevabilité de la cour d’appel. La procédure d’appel sur le fond à
l’encontre de la décision de l’ADLC du 18 janvier 2022 est en cours.

16.3.5 Arbitrage CGN

Dans le cadre du pacte d’actionnaires de la société TNPJVC Guangdong Taishan Nuclear Power Company Limited, dont l’objet est
la construction, l’exploitation, la maintenance et la gestion de la centrale nucléaire de Taishan d’une capacité de deux fois
1 750 MW, une procédure d’arbitrage « en interprétation » a été initiée en janvier 2021 par EDF contre ses partenaires China
General Nuclear Power Co., Ltd., Guangdong Nuclear Power Investments Co., Ltd. et Taishan Nuclear Power Industry Investments
Co. Ltd. (ensemble CGN), devant la CCI Singapour.
Le désaccord porte sur la politique comptable et notamment la durée de l’amortissement de la centrale, EDF invoquant une
durée cohérente avec la durée de vie de la centrale, alors que CGN estime qu’elle devrait se limiter à la durée de la
société TNPJVC.
Le Tribunal arbitral a rendu une sentence favorable à EDF au mois de juin 2023. CGN a procédé au remboursement de 1 million
d'euros à EDF. En mai 2024, les parties ont signé une lettre d’intention encadrant notamment les discussions relatives aux
modifications du pacte d’actionnaires et à la politique d’amortissement.

16.3.6 Contentieux indemnitaire ENGIE

La société ENGIE a assigné EDF ainsi que ses filiales Dalkia, Dalkia Smart Building, Citelum et IZI Confort devant le Tribunal de
commerce de Paris le 13 juin 2024, aux fins d’obtenir la réparation du préjudice qu’elle prétend avoir subi du fait de pratiques
sanctionnées par l’Autorité de la concurrence au terme de la décision n°22-D-06 du 22 février 2022.
EDF conteste fermement le bien-fondé des demandes de la société ENGIE.

16.3.7 Contrats de consultants - Enquête pénale

Le 28 juillet 2016, la Cour des comptes a transmis au Parquet national financier son rapport relatif à la politique des achats
d’EDF. A la suite de la transmission de ce rapport, le Parquet national financier a ouvert une enquête préliminaire et chargé la
Brigade de répression de la délinquance économique (BRDE) des investigations. En octobre 2023, Henri Proglio, Alain Tchernonog
et EDF ont été cités à comparaître du 21 mai au 13 juin 2024 pour la commission d’un prétendu délit de favoritisme relatif au
recrutement de consultants extérieurs (14 consultants). EDF a soulevé la prescription des poursuites et a contesté
l’infraction alléguée.
A l’issue de l’audience, le Parquet a requis à l’encontre d’Henri Proglio une peine de deux ans d’emprisonnement et 200 000 euros
d’amende et à l’encontre d’EDF la peine d’un million d’euros d’amende. Il n’a pas requis la peine complémentaire d’interdiction
des marchés publics.
Le délibéré sera rendu le 30 septembre 2024.




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Note 17 Actifs et passifs financiers
17.1 Actifs financiers

17.1.1 Répartition des actifs financiers courants et non courants

La répartition entre les actifs financiers courants et non courants se présente comme suit :


30/06/2024 31/12/2023
(en millions d'euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Titres en juste valeur en OCI recyclable 5 791 19 846 25 637 5 894 18 014 23 908
Titres en juste valeur en OCI non recyclable 340 - 340 268 30 298
Titres en juste valeur en résultat 26 852 1 755 28 607 25 629 1 845 27 474
Titres de dettes ou de capitaux propres 32 983 21 601 54 584 31 791 19 889 51 680
Dérivés de transaction – Juste valeur positive - 8 246 8 246 - 14 519 14 519
Dérivés de couverture – Juste valeur positive 3 919 1 787 5 706 3 512 2 654 6 166
Prêts et créances financières(1) 13 987 2 163 16 150 13 024 2 380 15 404
ACTIFS FINANCIERS COURANTS ET NON COURANTS 50 889 33 797 84 686 48 327 39 442 87 769
(1) Dont dépréciation pour (551) millions d’euros au 30 juin 2024 ((353) millions d’euros au 31 décembre 2023).



La diminution de la juste valeur positive des dérivés de transaction ((6) milliards d’euros) s’explique par la baisse de la valeur des
instruments dérivés utilisés dans le cadre de l’activité de trading, principalement en lien avec l'évolution des prix de marché des
commodités observée sur le premier semestre 2024.

17.1.2 Titres de dettes ou de capitaux propres

La répartition des titres de dettes ou de capitaux propres se présente comme suit :


30/06/2024 31/12/2023
Juste valeur par Juste valeur par OCI Juste valeur par
(en millions d'euros) OCI recyclable non recyclable résultat Total Total
Actifs dédiés d’EDF(1) 5 790 - 26 005 31 795 30 410
Actifs liquides 19 782 - 1 696 21 478 20 077
Autres actifs(2) 65 340 906 1 311 1 193
TOTAL 25 637 340 28 607 54 584 51 680
(1) Les actifs dédiés d’EDF incluent un montant de 152 millions d’euros au titre de mises en pensions de titres. Ces opérations donnent lieu à la comptabilisation
simultanée d’un actif financier et d’une dette financière (voir note 17.2.1) de même montant, sans impact sur la valeur comptable des actifs dédiés (voir note
14.2.2), ni sur l’endettement financier net, qui exclut les actifs dédiés et les passifs rattachés aux actifs dédiés.
(2) Participations détenues dans des entreprises non consolidées.



Des informations relatives aux actifs dédiés d’EDF sont présentées en note 14.2. La politique générale de gestion des actifs dédiés
est présentée en note 15.1.2 de l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2023.




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Variations de juste valeur de la période en capitaux propres
Les variations de juste valeur des titres de dettes ou de capitaux propres enregistrées en capitaux propres part du Groupe sur la
période s'analysent comme suit :


S1 2024 S1 2023
Variations brutes Variations brutes Variations brutes Variations brutes Variations brutes Variations brutes
de juste valeur de juste valeur de juste valeur de juste valeur de juste valeur de juste valeur
reconnues en OCI reconnues en OCI transférées en reconnues en OCI reconnues en OCI transférées en
(en millions d'euros) recyclable (1)
non recyclable (1)
résultat (2)
recyclable (1)
non recyclable (1)
résultat(2)
Actifs dédiés d'EDF (160) - (62) 98 - (43)
Actifs liquides 148 - (29) 138 - -
Autres titres - 3 - - 3 -
TITRES DE DETTES ET DE
(12) 3 (91) 236 3 (43)
CAPITAUX PROPRES(3)
(1) +/( ) : augmentation / (diminution) des capitaux propres - part du Groupe.
(2) +/( ) : augmentation / (diminution) du résultat - part du Groupe.
(3) Hors coentreprises et entreprises associées.



Les variations brutes de juste valeur reconnues en OCI recyclable (avant reclassement en résultat) concernent principalement
EDF pour +79 millions d’euros dont (98) millions d’euros au titre des actifs dédiés sur le premier semestre 2024 et pour
+279 millions d’euros dont +141 millions d’euros au titre des actifs dédiés sur le premier semestre 2023.
Aucune perte de valeur significative n’a par ailleurs été enregistrée sur le premier semestre 2024.

17.1.3 Prêts et créances financières

Les prêts et créances financières sont composés comme suit :


(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Créances à recevoir du NLF 13 528 13 104
Autres prêts et créances financières 2 622 2 300
PRÊTS ET CRÉANCES FINANCIÈRES 16 150 15 404



Au 30 juin 2024, les prêts et créances financières intègrent notamment :
• les montants représentatifs des remboursements à recevoir du Nuclear Liabilities Fund (NLF) et du gouvernement britannique au
titre de la couverture des obligations nucléaires de long terme pour 13 528 millions d’euros au 30 juin 2024 (13 104 millions d’euros
au 31 décembre 2023), qui sont actualisés au même taux que les provisions qu’ils financent ;
• les autres prêts et créances financières intègrent notamment :
• le surfinancement du plan de retraite EDFG (EDF Group of the ESPS) d’EDF Energy pour un montant de 453 millions d’euros
au 30 juin 2024 contre 134 millions d’euros au 31 décembre 2023,
• le montant représentatif des versements anticipés réalisés auprès de Synatom par Luminus au titre de la couverture des
obligations nucléaires de long terme pour 338 millions d’euros au 30 juin 2024 (298 millions d’euros au 31 décembre 2023) qui,
dans les comptes de Luminus, sont actualisés au même taux que les provisions qu’ils financent. Cette créance est à la juste
valeur des fonds détenus par Synatom pour le compte de Luminus en tant qu’actifs de couverture,
• des prêts accordés par EDF Renouvelables dans le cadre de son activité de développement de projets pour un montant de
753 millions d’euros au 30 juin 2024 (908 millions d’euros au 31 décembre 2023), principalement liés à des parcs au Royaume-Uni
(dont le parc éolien offshore NNG pour 389 millions d'euros déprécié à hauteur de (208) millions d'euros), en France et en
Amérique du Nord.




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17.2 Passifs financiers

17.2.1 Répartition des passifs financiers courants et non courants

Les passifs financiers se répartissent entre courant et non courant de la manière suivante :


30/06/2024 31/12/2023
(en millions d'euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Emprunts et dettes financières 67 548 18 824 86 372 67 769 18 878 86 647
Dettes financières – Actifs dédiés(1) - 152 152 - - -
Dérivés de transaction – Juste valeur négative - 6 935 6 935 - 14 418 14 418
Dérivés de couverture – Juste valeur négative(2) 2 297 3 000 5 297 1 955 4 807 6 762
PASSIFS FINANCIERS 69 845 28 911 98 756 69 724 38 103 107 827
(1) Les actifs dédiés d’EDF incluent un montant de 152 millions d’euros au titre de mises en pensions de titres. Ces opérations donnent lieu à la comptabilisation
simultanée d’un actif financier et d’une dette financière (voir note 17.1.2) de même montant, sans impact sur la valeur comptable des actifs dédiés (voir
note 14.2.2), ni sur l’endettement financier net, qui exclut les actifs dédiés et les passifs rattachés aux actifs dédiés.
(2) Dont 2 203 millions d’euros au titre des dérivés de couverture de dettes intégrés dans l’endettement financier net (voir note 18.2).



La diminution de la juste valeur négative des dérivés de transaction ((7,5) milliards d’euros) s’explique par la baisse de la valeur
des instruments dérivés utilisés dans le cadre de l’activité de trading, principalement en lien avec la baisse des prix de marché
des commodités et de la volatilité observée au premier semestre 2024.

17.2.2 Emprunts et dettes financières

17.2.2.1 Variations des emprunts et dettes financières


Emprunts
auprès des Dette liée à
Emprunts établissements Autres dettes l’obligation
(en millions d'euros) obligataires de crédit financières locative Intérêts courus Total
SOLDES AU 31/12/2023 49 083 18 313 13 447 4 318 1 486 86 647
Augmentations 5 536 6 264 1 977 452 200 14 429
Diminutions (20) (10 560) (5 229) (359) (66) (16 234)
Écarts de conversion 248 2 76 22 (2) 346
Mouvements de périmètre 52 168 3 54 16 293
Variations de juste valeur (122) (1) - - - (123)
Autres mouvements - (37) 1 211 (167) 7 1 014
SOLDES AU 30/06/2024 54 777 14 149 11 485 4 320 1 641 86 372



Sur le premier semestre 2024, EDF a lancé l'émission de 5 536 millions d'euros d'obligations senior sur divers marchés. Les
principales émissions ont été les suivantes :
• le 15 avril 2024, 1 852 millions d'euros (2 050 millions de dollars U.S.) en trois tranches d'obligations senior (cf. communiqué de
presse du Groupe du 16 avril 2024) ;
• le 13 mai 2024, 506 millions d'euros (750 millions de dollars canadiens) en deux tranches d'obligations senior (cf. communiqué de
presse du Groupe du 14 mai 2024) ;
• le 11 juin 2024, 3 000 millions d'euros en trois tranches d'obligations vertes senior (cf. communiqué de presse du Groupe du
11 juin 2024).
Les principales opérations réalisées sur le premier semestre 2024 concernant les emprunts auprès d'établissements de crédit
sont relatives au tirage de lignes de crédit pour 5 978 millions d'euros (dont 4 450 millions d'euros et 1 650 millions de dollars US)
et à leur remboursement partiel de (10 272) millions d'euros (dont 8 660 millions d'euros et 1 700 millions de dollars US).
Au 30 juin 2024, les autres dettes financières d'EDF incluent notamment des titres de créances négociables (TCN) pour un
montant de 3 727 millions d'euros, ainsi que la contrepartie de la trésorerie reçue dans le cadre de la mise en pension de titres
de dettes auprès de plusieurs banques pour un montant de 565 millions d'euros. Ces opérations sont sans impact sur
l'endettement financier net. Le Groupe a annoncé le 5 juin 2024 son intention d'exercer l'option de remboursement des
obligations hybrides émises le 4 octobre 2018 pour un montant nominal de 1 250 millions d'euros le 5 juillet 2024. Au 30 juin 2024,
1 250 millions d'euros qui figuraient en capitaux propres ont été reclassés en autres dettes financières (voir note 13.3).




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Les émissions et remboursements d'emprunts tels que présentés dans le tableau de flux de trésorerie se décomposent comme suit :


Emprunts Dénouements
auprès des Dette liée à des dérivés de
Emprunts établissements Autres dettes l’obligation couverture de
(en millions d'euros) obligataires de crédit financières locative dettes 30/06/2024
Émissions d'emprunts 5 536 6 264 1 977 - - 13 777
Remboursements d'emprunts (20) (10 560) (5 229) (359) 24 (16 144)



17.2.2.2 Principales variations d'emprunts obligataires du Groupe
Les principaux mouvements relatifs aux emprunts du premier semestre 2024 sont les suivants :

Nouveaux emprunts hors green bonds


Type d'emprunt Date Montant de
(en millions de devises) d'émission(1) Echéance l'émission Devise Taux
Obligataire 04/2024 04/2029 650 USD 5,65 %
Obligataire 04/2024 04/2034 650 USD 5,95 %
Obligataire 04/2024 04/2064 750 USD 6,00 %
Obligataire 05/2024 05/2034 350 CAD 5,38 %
Obligataire 05/2024 05/2054 400 CAD 5,78 %
(1) Date de réception des fonds.



Nouveaux green bonds


Type d'emprunt Date Montant de
(en millions de devises) d'émission(1) Echéance l'émission Devise Taux
Obligataire 06/2024 06/2031 1 000 EUR 4,13 %
Obligataire 06/2024 06/2036 750 EUR 4,38 %
Obligataire 06/2024 06/2044 1 250 EUR 4,75 %
(1) Date de réception des fonds.



17.2.2.3 Échéancier des emprunts et dettes financières


Emprunts
auprès des Dette liée à
Emprunts établissements Autres dettes l’obligation
(en millions d'euros) obligataires de crédit financières locative Intérêts courus Total
À moins d’un an 2 874 3 475 10 599 692 1 184 18 824
Entre un et cinq ans 11 706 8 712 97 2 072 126 22 713
À plus de cinq ans 40 197 1 962 789 1 556 331 44 835
EMPRUNTS ET DETTES
54 777 14 149 11 485 4 320 1 641 86 372
FINANCIÈRES AU 30/06/2024



17.3 Lignes de crédit non utilisées
Le Groupe dispose de lignes de crédit non utilisées auprès de différentes banques pour un montant global de 13 641 millions
d’euros au 30 juin 2024 (15 842 millions d’euros au 31 décembre 2023). Ces montants incluent 10 820 millions d’euros au titre des
lignes indexées sur des critères ESG intégralement non tirées au 30 juin 2024 (11 175 millions d'euros au 31 décembre 2023).
La diminution de ces lignes de crédit est notamment liée à l'extinction de la ligne de crédit de 1 milliard d'euros octroyée à Edison
par un pool de banques et, chez EDF, à l'arrivée à l'échéance de lignes de crédit avec diverses banques pour un montant de
1 700 millions d'euros, partiellement compensée par la mise en place de deux nouvelles lignes de crédit pour un montant total de
600 millions d'euros.

30/06/2024 31/12/2023
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
LIGNES DE CRÉDIT CONFIRMÉES 13 641 1 581 12 060 - 15 842




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17.4 Juste valeur des emprunts et dettes financières

30/06/2024 31/12/2023
(en millions d'euros) Juste valeur Valeur au bilan Juste valeur Valeur au bilan
EMPRUNTS ET DETTES FINANCIÈRES 84 711 86 372 84 736 86 647



17.5 Variation de juste valeur des instruments financiers de couverture
Les variations de juste valeur des dérivés de couverture enregistrées en capitaux propres part du Groupe et au compte de
résultat sur la période s’analysent comme suit :


S1 2024 S1 2023 2023
Variations Variations Variations Variations Variations Variations Variations Variations Variations
brutes de brutes de brutes de brutes de brutes de brutes de brutes de brutes de brutes de
juste valeur juste valeur juste valeur juste valeur juste valeur juste valeur juste valeur juste valeur juste valeur
reconnues transférées transférées reconnues transférées transférées reconnues transférées transférées
en capitaux en résultat en résultat en capitaux en résultat en résultat en capitaux en résultat en résultat
(en millions d'euros) propres(1) Recyclage(2) Inefficacité propres(1) Recyclage(2) Inefficacité propres(1) Recyclage(2) Inefficacité
Couverture de taux 83 - 9 (1) - 5 (202) - 6
Couverture de change 336 183 (16) (409) (264) 4 (1 069) (335) 12
Couverture d’investissement net
(407) - - (341) - - (107) - -
à l’étranger
Couverture de matières premières 186 (1 137) (72) 5 278 (1 403) (84) 4 833 (3 066) (8)
INSTRUMENTS FINANCIERS DE
198 (954) (79) 4 527 (1 667) (75) 3 455 (3 401) 10
COUVERTURE(3)
(1) +/( ) : augmentation/(diminution) des capitaux propres part du Groupe.
(2) +/( ) : augmentation/(diminution) du résultat part du Groupe.
(3) Hors entreprises associées et coentreprises.



La variation brute de juste valeur des instruments financiers de couverture en capitaux propres part du Groupe, y compris effet
du recyclage, est de 1 152 millions d’euros sur le premier semestre 2024 (6 194 millions d'euros sur le premier semestre 2023 et
6 856 millions d’euros en 2023).
Elle s’explique au premier semestre 2024 par la variation brute de juste valeur des couvertures d’investissements nets à
l’étranger pour un montant de (407) millions d’euros ((341) millions d'euros sur le premier semestre 2023 et (107) millions d’euros
en 2023) et des autres couvertures de taux, change et matières premières pour un montant de 1 497 millions d’euros
(6 401 millions d'euros sur le premier semestre 2023 et (7 089) millions d’euros en 2023) – voir l’état du résultat global consolidé.
Pour les couvertures de matières premières, le montant transféré en EBE (excédent brut d'exploitation) au premier
semestre 2024 pour (1 137) millions d’euros concerne les contrats de couverture :
• d’électricité pour (928) millions d’euros, principalement sur les secteurs France - Activités de production et commercialisation et
Royaume-Uni ;
• de gaz pour (234) millions d'euros, sur le secteur France - Activités de production et commercialisation et Royaume‑Uni ;
• et les autres couvertures pour + 25 millions d’euros.




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Note 18 Indicateurs financiers
Les indicateurs financiers ne sont pas définis par les normes comptables et n’apparaissent pas en lecture directe dans les
comptes du Groupe.

18.1 Résultat net courant
Le résultat net courant s’établit à 8 354 millions d’euros à fin juin 2024, en hausse de 2 087 millions d’euros par rapport au
premier semestre 2023.
Il correspond au résultat net hors éléments non récurrents, hors variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie
et matières premières hors activités de trading et hors variations nettes de juste valeur de titres de dettes et de capitaux propres
nets d’impôts. Le passage du résultat net part du Groupe au résultat net courant se décompose comme suit :


S1 2024 S1 2023
Résultat Résultat
Part des net part du net part du
(en millions d'euros) Notes Brut Impôts minoritaires Groupe Groupe
Résultat net 7 039 5 808
Variations de juste valeur des titres de dettes et capitaux
(1 900) 491 (3) (1 406) (1 046)
propres
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés
6 (696) 177 - (519) 210
énergie et matières premières hors activités de trading
Pertes de valeur 337 (66) - 271 84
- dont pertes de valeur sur les goodwill, les immobilisations
10.3 276 (66) - 210 35
incorporelles et corporelles(1)
- dont dépréciations au titre des participations dans les
11.3 61 - - 61 49
entreprises associées et coentreprises(2)
Autres éléments 3 925 (945) 11 2 969 1 211
- dont autres produits et charges d'exploitation(3) 7 3 690 (945) 11 2 734 1 205
- dont dépréciations créances financières actifs dédiés 27 27 -
- dont dépréciations créances financières parc NNG 11.3 208 - - 208 -
- dont divers - - - - 6
RÉSULTAT NET COURANT 8 354 6 267
(1) Au 30 juin 2024, les pertes de valeur comprennent notamment la dépréciation des actifs liés à Nuward pour un total de (230) millions d'euros. Au 30 juin 2023,
les pertes de valeur comprenaient notamment la dépréciation de parcs éoliens en Chine pour un montant de (36) millions d'euros.
(2) Incluent les dépréciations de titres et créances associées aux participations. Au 30 juin 2024, les dépréciations de (61) millions d’euros concernaient
notamment les actifs dédiés et le parc éolien détenu par EDF Renouvelables en Mer d’Écosse. Au 30 juin 2023, les dépréciations concernaient les actifs dédiés
pour (30) millions d'euros et des parcs éoliens au Mexique pour (15) millions d'euros.
(3) Au 30 juin 2024, les APCE comprennent notamment les dotations liées aux provisions pour gestion du combustible usé en France et à la dépréciation de coûts
immobilisés au titre de la révision du scénario des coûts d’entreposage des combustibles usés de (3 203) millions d'euros, la dotation de (379) millions d'euros
dans le cadre de l'accord environnemental avec ENI et les surcoûts exceptionnels liés aux travaux de reprise des soudures du Circuit Secondaire Principal de
l'EPR Flamanville 3 pour un total de (81) millions d'euros. Au 30 juin 2023, les APCE comprenaient notamment la dotation complémentaire dans le cadre des
négociations en cours avec Orano Recyclage pour (1 026) millions d'euros, les surcoûts exceptionnels liés aux travaux de reprise des soudures du Circuit
Secondaire Principal de l'EPR Flamanville 3 pour un total de (226) millions d'euros, ainsi que (335) millions d'euros liés à la réévaluation des provisions sur la
Belgique traduisant principalement les effets pour Luminus et EDF Belgium de l'accord signé avec Engie avec le gouvernement belge. Ils intègraient
également un produit de 91 millions d'euros, lié à la décision prise par EDF Energy, en accord avec les termes du régime, de limiter l’augmentation des
pensions liée à l’inflation.




18.2 Endettement financier net
L’endettement financier net correspond aux emprunts et dettes financières diminués de la trésorerie et des équivalents de
trésorerie ainsi que des actifs liquides. Les actifs liquides sont des actifs financiers composés de fonds ou de titres de taux de
maturité initiale supérieure à trois mois, facilement convertibles en trésorerie et gérés dans le cadre d’un objectif de liquidité.
L’endettement financier se décompose comme suit :


(en millions d'euros) Notes 30/06/2024 31/12/2023
Emprunts et dettes financières 17.2.2 86 372 86 647
Dérivés de couverture des dettes 17.1.1 et 17.2.1 (1 381) (1 379)
Trésorerie et équivalents de trésorerie (9 238) (10 775)
Titres de dettes et de capitaux propres – Actifs liquides 17.1.2 (21 478) (20 077)
Dérivés de couverture des actifs liquides (29) (35)
ENDETTEMENT FINANCIER NET 54 246 54 381



L'endettement financier net du Groupe s'élève à 54 246 millions d'euros à fin juin 2024 (contre 54 381 millions d'euros
à fin décembre 2023).




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Note 19 Engagements hors bilan
Cette note présente les engagements hors bilan donnés et reçus du Groupe au 30 juin 2024. Les engagements mentionnés
correspondent aux flux contractuels non actualisés.

19.1 Engagements donnés

(en millions d'euros) Notes 30/06/2024 31/12/2023
Engagements donnés liés aux opérations d’exploitation 19.1.1 71 897 64 201
Engagements donnés liés aux opérations d’investissement 19.1.2 19 534 17 605
Engagements donnés liés aux opérations de financement 19.1.3 5 925 6 043
TOTAL DES ENGAGEMENTS DONNÉS 97 356 87 849



Dans la quasi-totalité des cas, les engagements donnés sont réciproques, les tiers concernés ayant une obligation contractuelle
de fournir au Groupe des actifs ou des prestations relatifs à des opérations d’exploitation, d’investissement ou de financement.

19.1.1 Engagements donnés liés aux opérations d’exploitation

Les engagements donnés par le Groupe liés aux opérations d'exploitation sont les suivants :


(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Engagements d'achats de combustible et d'énergie(1) 46 283 43 548
Engagements donnés liés à l'exécution de contrats d'exploitation 25 137 20 103
Engagements de location en tant que preneur 477 550
TOTAL DES ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS AUX OPÉRATIONS D’EXPLOITATION 71 897 64 201
(1) Hors achats de gaz et services associés.



19.1.1.1 Engagements d’achats de combustible et d’énergie
Les engagements d’achats de matières premières d’énergie et de combustible nucléaire (hors achats de gaz et services associés)
s’élèvent à 46 283 millions d’euros (43 548 millions d'euros au 31 décembre 2023).
Leur évolution sur le premier semestre 2024 s'explique principalement par une augmentation des engagements d'achats
d'électricité produite à partir de biomasse et combustibles solides de récupération dans les zones non interconnectées chez EDF
partiellement compensée par la diminution des engagements d'achats d'électricité au Royaume Uni, en lien avec la baisse des
prix futurs de l'électricité.
Au 30 juin 2024, l'échéancier des engagements d'achats de combustible et d'énergie se présente comme suit :


30/06/2024 31/12/2023
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans 5 à 10 ans > 10 ans Total
Achats d'électricité et services associés 31 591 4 093 9 287 7 266 10 945 29 142
Achats d'autres énergies et de matières premières(1) 390 126 170 94 - 390
Achats de combustible nucléaire 14 302 1 827 6 130 4 514 1 831 14 016
ENGAGEMENTS D'ACHATS DE COMBUSTIBLE ET D'ÉNERGIE 46 283 6 046 15 587 11 874 12 776 43 548
(1) Hors achats de gaz et services associés.



19.1.1.2 Engagements donnés liés à l’exécution de contrats d’exploitation
Au 30 juin 2024, l'échéancier de ces engagements se présente comme suit :


30/06/2024 31/12/2023
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
Garanties données liées aux activités opérationnelles 14 275 4 449 4 686 5 140 11 805
Engagements sur achats d’exploitation(1) 10 692 6 549 3 340 803 8 116
Autres engagements donnés liés à l’exploitation 170 66 89 15 182
ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS À L’EXÉCUTION DE CONTRATS
25 137 11 064 8 115 5 958 20 103
D’EXPLOITATION(2)
(1) Hors énergies et combustibles.
(2) Y compris les engagements relatifs aux coentreprises pour un montant de 2 321 millions d’euros au 30 juin 2024 (2 186 millions d’euros au 31 décembre 2023).




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Dans le cadre de son activité, le Groupe met en place des garanties destinées à la bonne exécution des contrats, sous forme de
garanties maison-mère ou de garanties bancaires.
Au 30 juin 2024, les garanties données liées aux activités opérationnelles concernent principalement EDF Renouvelables, dans le
cadre de ses projets de développement, EDF, Edison, Framatome et Arabelle Solutions.
Leur évolution s’explique essentiellement par la reprise par EDF de garanties maison-mère octroyées à des clients d'Arabelle
Solutions pour 2,2 milliards d'euros dans le cadre de l'acquisition le 31 mai 2024 des activités nucléaires à GE Vernova.
L'augmentation des engagements sur achats d'exploitation hors énergie et combustibles nucléaires concerne principalement
l'entrée de périmètre d'Arabelle Solutions pour 1,3 milliard d'euros, EDF notamment dans le cadre de la maintenance et de
l'entretien de son parc de production, PEI pour l'achat notamment de biocombustible Ester Méthylique d'Acide Gras (EMAG)
pauvre en carbone, ainsi que EDF Renouvelables essentiellement dans le cadre de projets éoliens au Royaume-Uni.

19.1.1.3 Engagements de location en tant que preneur
Les engagements de location en tant que preneur non comptabilisés au bilan s’élèvent à 477 millions d'euros (550 millions
d'euros au 31 décembre 2023), dont 355 millions d'euros (442 millions d'euros au 31 décembre 2023) au titre d'actifs non encore
mis à disposition du Groupe (principalement biens immobiliers, navires de transport de GNL en cours de construction).
Les engagements diminuent de 87 millions d'euros sur le premier semestre 2024, du fait notamment de la comptabilisation au
bilan par Enedis d'un bâtiment loué suite à l'achèvement de sa construction.

19.1.2 Engagements donnés liés aux opérations d’investissement

Au 30 juin 2024, les éléments constitutifs des engagements liés aux opérations d’investissement sont les suivants :


30/06/2024 31/12/2023
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
Engagements sur acquisition d’actifs corporels et incorporels 18 243 12 223 5 392 628 16 065
Engagements sur acquisition d’actifs financiers 989 142 846 1 1 247
Autres engagements donnés liés aux investissements 302 265 19 18 293
TOTAL DES ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS AUX OPÉRATIONS
19 534 12 630 6 257 647 17 605
D’INVESTISSEMENT(1)
(1) Y compris les engagements des entités contrôlées donnés aux coentreprises pour un montant de 141 millions d’euros au 30 juin 2024 (161 millions d’euros
au 31 décembre 2023).



Les engagements sur acquisition d’actifs corporels et incorporels concernent principalement EDF Energy à hauteur de
5,9 milliards d'euros (notamment engagements liés à Sizewell C et HPC), EDF SA pour 5,3 milliards d'euros (dont engagements
relatifs au projet Grand Carénage, à Flamanville 3 et pour un montant limité, au projet EPR 2), Enedis pour 4,2 milliards d'euros et
EDF Renouvelables pour 1,4 milliard d'euros (projets notamment aux États-Unis, au Royaume-Uni et au Brésil). S’agissant d’EPR2,
dans l’attente de la décision finale d’investissement, les montants portés en engagements hors bilan correspondent à
l’engagement inévitable pour EDF et non au montant global des contrats signés.
Leur augmentation sur le premier semestre 2024 est principalement liée à Sizewell C chez EDF Energy et au renouvellement du
marché des transformateurs HTA/BT assurant la liaison entre le réseau haute tension et le réseau basse tension chez Enedis.

19.1.3 Engagements donnés liés aux opérations de financement

Les engagements donnés par le Groupe liés aux opérations de financement au 30 juin 2024 sont les suivants :


30/06/2024 31/12/2023
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
Sûretés sur les actifs en garantie de dettes financières 3 566 1 226 382 1 958 3 760
Garanties financières données 1 275 71 740 464 1 216
Autres engagements donnés liés au financement 1 084 855 220 9 1 067
ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS AUX OPÉRATIONS DE FINANCEMENT(1) 5 925 2 152 1 342 2 431 6 043
(1) Y compris les engagements relatifs aux coentreprises pour un montant de 1 705 millions d’euros au 30 juin 2024 (2 113 millions d’euros au 31 décembre 2023).
Ces engagements donnés aux coentreprises concernent principalement EDF Renouvelables et EDF Trading.



Les sûretés réelles et biens affectés en garanties des emprunts comprennent principalement des nantissements ou hypothèques
d’actifs corporels et de titres de participation de filiales consolidées détentrices d'actifs corporels d’EDF Renouvelables.
Les garanties financières données concernent essentiellement des garanties octroyées par EDF Renouvelables dans le cadre du
financement de ses projets.
La diminution des engagements donnés liés aux opérations de financement est principalement liée à la réduction de la ligne de
crédit accordée par EDF Trading à sa filiale Jera (coentreprise) en raison d'une plus faible volatilité du marché en 2024 qu'en
2022 et 2023.




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19.2 Engagements reçus
Le tableau ci-dessous présente les engagements hors bilan reçus par le Groupe qui sont valorisés.


(en millions d'euros) 30/06/2024 31/12/2023
Engagements reçus liés aux opérations d’exploitation 12 094 9 466
Engagements reçus liés aux opérations d’investissement / désinvestissement 917 206
Engagements reçus liés aux opérations de financement 18 13
TOTAL DES ENGAGEMENTS REÇUS(1) 13 029 9 685
(1) Hors engagements relatifs aux lignes de crédit détaillées en note 17.3.



Les engagements reçus sur ventes d’exploitation sont hors livraison d’énergie et concernent principalement les commandes fermes
dans le cadre des contrats à l’avancement chez Framatome (contrats de construction et d’ingénierie) et de contrats de livraison
d'équipements pour des centrales nucléaires chez Arabelle Solutions (pour 1,8 milliard d'euros) suite à son entrée dans le
périmètre d'EDF.



Note 20 Événements postérieurs à la clôture
Aucun événement postérieur à la clôture n'est survenu, hormis ceux mentionnés dans l'annexe aux comptes consolidés.




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