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 2025
Le Conseil d’administration d’EDF réuni le 24 juillet 2025 a approuvé le présent Rapport financier semestriel et arrêté les comptes consolidés résumés
du semestre clos le 30 juin 2025 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 7 « Perspectives Financières » du
Rapport d’activité semestriel, 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
2024.


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.




Page 2 sur 79
SOMMAIRE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL


1. DÉCLARATION DE LA PERSONNE PHYSIQUE ASSUMANT LA RESPONSABILITÉ DU RAPPORT FINANCIER
SEMESTRIEL 2025

2. RAPPORT D’ACTIVITÉ SEMESTRIEL AU 30 JUIN 2025

3. RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’INFORMATION FINANCIÈRE SEMESTRIELLE 2025
(PÉRIODE DU 1er JANVIER AU 30 JUIN 2025)

4. COMPTES CONSOLIDÉS RÉSUMÉS DU SEMESTRE CLOS LE 30 JUIN 2025




Page 3 sur 79
DÉCLARATION DE LA PERSONNE PHYSIQUE ASSUMANT LA RESPONSABILITÉ DU RAPPORT FINANCIER
SEMESTRIEL 2025
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 24 juillet 2025


M. Bernard Fontana
Président-Directeur Général d’EDF




Page 4 sur 79
GROUPE EDF
RAPPORT D’ACTIVITÉ SEMESTRIEL AU 30 JUIN 2025




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




Page 5 sur 79
SOMMAIRE DÉTAILLÉ


1 Faits marquants 7

2 Gouvernement d'entreprise 9

3 Éléments de conjoncture 10
3.1 Évolution des prix de marché de l’électricité en Europe 10
3.2 Consommation d’électricité et de gaz naturel en France 12
3.3 Tarifs de l’électricité et du gaz naturel 12
3.4 Conditions climatiques : températures et hydraulicité en France 13

4 Analyse de l’activité et du compte de résultat consolidé du premier semestre 2025 14
4.1 Evolution Chiffre d’affaires 15
4.2 Evolution de l'Excédent Brut d’Exploitation (EBE) 17
4.3 Résultat d’exploitation 19
4.4 Résultat financier 19
4.5 Résultat net 19

5 Endettement financier net, flux de trésorerie et investissements 20
5.1 Endettement financier net 21
5.2 Cash-flow Groupe 22
5.3 Autres variations non monétaires 23

6 Performance extra-financière 24

7 Perspectives financières 26

8 Gestion et contrôle des risques marchés 27
8.1 Gestion et contrôle des risques financiers 27
8.2 Gestion et contrôle des risques marchés énergies 29




Page 6 sur 79
1 Faits marquants
Performance opérationnelle à l’attendu
Cash-flow positif dans un contexte de baisse des prix de marché et de croissance des investissements
Baisse de la dette financière nette.


Le Groupe est au service de la souveraineté énergétique et industrielle
● Accélération du déploiement de la politique commerciale :
> Plus de 12 000 contrats de fourniture d’électricité de moyen terme (22 TWh pour 2028, 16 TWh pour 2029 et 2 TWh pour 2030) ont été
signés depuis fin 2023. 60% des volumes sont pour l’industrie et EDF a ouvert de nouvelles offres aux PME en 2025.
> 2 contrats d’allocation de production nucléaire pour les industriels électro-intensifs et 12 lettres d'intention représentant près de
16 TWh annuels ont été signés, ainsi qu’un contrat avec Aluminium Dunkerque et 2 protocoles d’accord avec Arkema et Kem One pour un
approvisionnement en électricité pour 10 ans.
● Stabilité du portefeuille de clients et de la consommation
● Décarbonation et électrification des usages :
> Dalkia obtient la délégation de service public pour le renouvellement et l’extension du réseau de chaleur de Lille pour 20 ans avec une production
à 95 % bas carbone permettant d’éviter 165 000 tCO2 par an
> Résultat de l’appel à manifestation d’intérêts pour l’implantation de datacenters en France pour ~1 GW de puissance sur 3 sites appartenant à
EDF : les lauréats sélectionnés pour entrer en négociations finales avec EDF sont Opcore, filiale du groupe Iliad et d'InfraVia pour l’AMI de
Montereau et Eclairion pour l’AMI de Moselle
> Les points de charge de véhicules électriques déployés ou gérés sont en hausse de 12 %.
Production stable et poursuite du développement des projets bas carbone :
● La performance opérationnelle est soutenue :
> La production nucléaire en France en hausse de 4,4 TWh à 181,8 TWh. Elle reflète l’optimisation des arrêts de tranche dans le cadre du
programme START 2025 avec 13 arrêts plus courts que prévu sur les 22 arrêts du semestre, malgré une forte modulation de 18,3 TWh(1)
> La production hydraulique en baisse de 5,2 TWh à 26 TWh(2) après des conditions hydrauliques exceptionnelles en 2024, limitée grâce à une
disponibilité élevée des installations.
> La hausse de 2,1 % de la production éolienne et solaire à 14,7 TWh est due notamment aux nouvelles capacités installées. Le portefeuille de
projets éoliens et solaires atteint 114 GW bruts.
● Avec 95 % de production décarbonée, EDF a une intensité carbone parmi les plus faibles au monde de 26 gCO2 / kWh, en baisse de 10
% par rapport au premier semestre 2024.
● EDF se mobilise pour ses projets nucléaires :
> Flamanville 3 : poursuite de la montée en puissance avec l’objectif d’être à 100% d’ici la fin de l’été
> EPR2 : accord sur les principales modalités de soutien du programme finalisé avec l’État(3) débats publics réalisés pour les 3 sites (Penly,
Gravelines, Bugey), poursuite des travaux préparatoires à la construction des 2 réacteurs à Penly
> Hinkley Point C : mobilisation pour les travaux électromécaniques et soudage du circuit primaire de l’Unité 1, pose du dôme de l’Unité 2
> Sizewell C : signature d’un accord pour l’investissement progressif dans le projet pour 1,1 milliard de livres sterling maximum pendant la période
de construction à partir de l’automne. EDF détiendra une participation de 12,5 %.
● EDF poursuit ses projets renouvelables :
> Eolien en mer : mise en service complète de Provence Grand Large, 1er parc flottant du Groupe et de Neart na Gaoithe de 450 MW en Écosse et
reprise des travaux sur le chantier du Calvados à Courseulles-sur-Mer ;
> Hydraulique : mise en service complète du barrage de Nachtigal de 420 MW au Cameroun.
Des réseaux engagés au service de la transition énergétique :
● Hausse des raccordements par Enedis(4) de 16 % pour les installations d’énergies renouvelables à 3,1 GW et baisse de 16 % pour la puissance
installée de recharges de véhicules électriques à 2,1 GW
● Hausse du TURPE en lien avec la hausse des investissements pour l’adaptation au changement climatique, la résilience du réseau et la connexion de
nouveaux usages et capacités.
EDF répond à la hausse des besoins de flexibilité dans un système électrique plus complexe :
● Augmentation de la flexibilité dans la production :
> Le niveau de consommation électrique est stable et l’intermittence des renouvelables entraîne une forte volatilité des prix : 769 heures, soit
plus de 18 % du temps avec des prix horaires < 10 €/MWh en France.
> Les capacités de flexibilité sont mobilisées : modification des contrats d’achat de 3 parcs éoliens en mer en France pour l’arrêt de tout ou
partie de la production en période de prix négatifs, modulation du nucléaire en hausse de 16 % ; 3 GW de projets de stockage en
développement/construction.
● Déploiement des offres de flexibilité pour les clients :
(1) Y compris services-systèmes et mécanisme d’ajustement
(2) Après déduction de la consommation du pompage, cette production est de 21,8 TWh au premier semestre 2025 vs 27,1 TWh au premier semestre 2024
(3) Sous réserve de l’approbation de l’aide d’Etat par la Commission européenne
(4) Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l’énergie



Page 7 sur 79
> + 16 % de points de charge pilotables pour la recharge des véhicules électriques, soit 31 500 points de charge à fin juin 2025.
> +10 % de clients résidentiels en France avec une offre de flexibilité, soit 1,3 million de clients
> Préparation à l'évolution du régime des Heures Creuses piloté par la CRE pour s'adapter à l'évolution des besoins du réseau et du mix énergétique
(hausse de la production solaire).


EDF a émis plus de 3 milliards d'euros d’obligations vertes pour financer le développement de ses activités pendant le premier semestre 2025
(nucléaire, renouvelables, réseaux). EDF a également signé un accord avec Apollo pour l’émission d'obligations non cotées de 4,5 milliards de
livres sterling maximum pour le financement des projets, en particulier Hinkley Point C. Enfin, EDF a signé une ligne de crédit de 500 millions
d'euros avec la BEI pour le financement des activités d’Enedis.




Page 8 sur 79
2 Gouvernement d'entreprise
L’Assemblée générale ordinaire annuelle d’EDF du 5 mai 2025, sur proposition du Conseil d’administration réuni le 5 mai 2025, a décidé:
● la nomination de Monsieur Bernard Fontana en qualité d’administrateur en remplacement de Monsieur Luc Rémont pour une durée de 4 ans
prenant fin à l’issue de l’Assemblée générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2028 ;
● le renouvellement de Madame Nathalie Collin en qualité d’administratrice pour une durée de 4 ans prenant fin à l’issue de l’Assemblée générale
statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2028 ;
● le renouvellement de Madame Delphine Gény-Stephann en qualité d’administratrice pour une durée de 4 ans prenant fin à l’issue de l’Assemblée
générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2028 ;
● la nomination, sur proposition de l’Etat, de Madame Valérie Bros avec effet le 5 juin 2025, en qualité d’administratrice en remplacement de Madame
Marie-Christine Lepetit, pour une durée de 4 ans prenant fin à l’issue de l’Assemblée générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le
31 décembre 2028 ;
● la nomination, sur proposition de l’Etat, de Madame Catherine Lagneau en qualité d’administratrice en remplacement de Madame Michèle Rousseau
pour une durée de 4 ans prenant fin à l’issue de l’Assemblée générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2028.
Monsieur Bruno Crémel a fait part de sa démission de ses fonctions d’administrateur avec effet au 5 mai 2025.
Nommé Président-Directeur général d’EDF par intérim du 5 au 7 mai 2025, Monsieur Bernard Fontana a été nommé Président-Directeur général d’EDF
à compter du 7 mai 2025, par décret du président de la République.
Au 30 juin 2025, le Conseil d’administration d’EDF comprend 17 membres.




Page 9 sur 79
3 Éléments de conjoncture
3.1 Évolution des prix de marché de l’électricité en Europe
3.1.1 Prix spot de l’électricité en Europe (1)

France Royaume-Uni Italie Belgique
Moyenne du 1er semestre 2025 en base (€/MWh) 66,7 104,5 119,5 88,2
Variation 2025/2024 des moyennes en base sur le 1 semestre er
43,8% 37,1% 27,9% 45,4%
Moyenne du 1er semestre 2025 en pointe (€/MWh) 67,6 114,3 123,8 85,6
Variation 2025/2024 des moyennes en pointe sur le 1er semestre 36,9% 36,5% 24,6% 32,7%
Les chiffres sont arrondis à un chiffre après la virgule. Les variations 2025/2024 sont calculées avec les valeurs exactes.


En France, le prix spot de l’électricité au premier semestre 2025 a montré une amplitude forte : il a évolué entre -118,0€/MWh et 473,3€/MWh, avec
une hausse moyenne de +20,3€/MWh par rapport au premier semestre 2024.
Le premier semestre 2025 a été marqué par de nombreuses heures de prix spot négatif ou nul survenant lorsque la production renouvelable est
importante et la demande faible, dans un contexte général marqué par une augmentation de la capacité installée de production d’énergies
renouvelables. Plus précisément, le premier semestre 2025 a connu 483 heures de prix spot négatifs contre 358 heures en 2024 sur la même période.
Cette hausse globale des prix spot repose sur les éléments d’équilibre offre-demande suivants (2) :
● Légère baisse de la production d’électricité (-1% par rapport à l’année dernière), avec une augmentation de la production nucléaire, renouvelable
mais compensée par une baisse de la production hydraulique liée à une faible hydraulicité (34,9TWh de production hydraulique au premier semestre
2025 contre 42,3 TWh au premier semestre 2024)
● Augmentation des prix des commodités : +39 % pour l'indice spot PEG, l’indice de référence du gaz en France, au premier semestre 2025 par
rapport au premier semestre 2024.
● Demande en légère hausse : sur le premier semestre 2025, la consommation non corrigée du climat et des effacements s’élève à 227,6 TWh (+1,9
TWh par rapport au premier semestre 2024). La demande reste toutefois modérée par rapport à la période pré-covid de 2017/18/19 où la
consommation corrigée du climat et des effacements s’élevait en moyenne à 246,3 TWh au premier semestre, c’est-à-dire plus de 16 TWh au-
dessus de celle de 2025 (229,5 TWh).
Par ailleurs, les autres pays européens ont également subi une hausse des prix des commodités, entrainant la hausse des prix spot sur l'électricité au
premier semestre 2025.


3.1.2 Prix à terme de l’électricité en Europe (3)

France Royaume-Uni Italie Belgique
Moyenne du prix du contrat annuel 2026 à terme en base sur le
premier semestre 2025 (€/MWh) 64,6 93,0 108,3 87,1
Variation 2025/2024 des moyennes des prix des contrats annuels à terme N+1
en base sur le 1er semestre -16,8% 4,0% 7,6% 3,8%
Prix à terme du contrat annuel 2026 en base au 30 juin 2025 (€/MWh) 62,1 88,0 104,5 82,9
Moyenne du prix du contrat annuel 2026 à terme en pointe sur le 1er
semestre 2025 (€/MWh) 74,2 104,5 114,5 n.a.
Variation 2025/2024 des moyennes des prix des contrats annuels N+1 à terme
en pointe sur le 1er semestre -18,7% 3,0% 5,2% n.a.
Prix à terme du contrat annuel 2026 en pointe au 30 juin 2025 (€/MWh) 72,3 98,6 109,7 n.a.
n.a. : non applicable
Les chiffres sont arrondis à un chiffre après la virgule. Les variations 2025/2024 sont calculées avec les valeurs exactes.




(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 du site ENTSO-E Transparency Platform
(3) France, Italie, Belgique, Royaume-Uni : cotation EEX de l’année suivante



Page 10 sur 79
Les contrats annuels à terme de l’électricité pour livraison l’année suivante en base et en pointe ont baissé en moyenne en France par
rapport à l’année dernière, au contraire des autres pays.
En France, le contrat annuel en base pour l’année N+1 (CAL 2026) s’est établi en moyenne à 64,6 €/MWh, en baisse de 16,8 % par rapport au premier
semestre 2024 (CAL 25). Il a évolué entre 57,9 €/MWh et 75,0 €/MWh et clôture le semestre à 62,1 €/MWh. À titre de comparaison, le produit
calendaire 2025 avait atteint son maximum sur le premier semestre 2024 de 90,3 €/MWh le 5 janvier, tandis que le produit 2026 a enregistré son
maximum pour l’année 2025 à 75,0 €/MWh le 11 février.
Le produit pour livraison en 2026 a principalement suivi les cours du gaz, du charbon et du CO2 avec des tendances globalement baissières malgré une
volatilité importante, induite par les différents évènements géopolitiques.
Par ailleurs, l’écart avec le prix calendaire allemand N+1 base, marché européen le plus liquide, a évolué entre 17,3 €/MWh et 30,1 €/MWh, et suit une
tendance haussière, dans la continuité de 2024. Cette évolution résulte de la prise en compte par les acteurs de marché des niveaux de prix réalisés au
spot, les prix spot français ayant été en moyenne inférieurs de 24 €/MWh aux prix spots allemands sur le premier semestre 2025.

ÉVOLUTION DES PRINCIPAUX CONTRATS À TERME EUROPÉENS D’ÉLECTRICITÉ EN BASE (N+1) EN €/MWH




Page 11 sur 79
3.2 Consommation d’électricité et de gaz naturel en
France
La consommation d’électricité en France continentale s’élève à 227,6 TWh au premier semestre 2025 (données brutes). Elle est en hausse de
1,9 TWh en raison principalement de trois effets : d’une part, des températures du mois de février particulièrement douces en 2024 mais normales en
2025 (+4,1 TWh sur la consommation), d’autre part, la présence d’une journée en moins en février 2025 (-1,4 TWh sur la consommation) et enfin des
comportements de sobriété observés (-0,9 TWh).
La consommation en gaz en France continentale s’élève à 190,8 TWh au premier semestre 2025 (données brutes). Elle baisse de 4,4 TWh (soit -2,3
%) par rapport au même semestre de 2024.



3.3 Tarifs de l’électricité et du gaz naturel
En France, dans une délibération du 15 janvier 2025, la CRE a proposé une baisse moyenne hors taxes (HT) de 22,61 % des tarifs bleus résidentiels et
de 22,67 % des tarifs bleus non résidentiels à compter du 1er février 2025. Cette proposition a été suivie par la décision tarifaire du 28 janvier 2025. Par
ailleurs, un arrêté du 20 décembre 2024 avait précisé les niveaux d’accises applicables à partir du 1er février 2025 Ces différentes évolutions ont
conduit à une baisse moyenne toutes taxes comprises (TTC) de 15 % des tarifs bleus résidentiels et de 15,06 % des tarifs bleus non résidentiels.
Au Royaume-Uni, le plafond des tarifs variables résidentiels de l’électricité et du gaz, suivant les variations des prix de marché, a augmenté de 1,2 %
au 1er janvier 2025 (1 738 £/an) puis à nouveau de 6,5% sur le deuxième trimestre 2025 (1 849 £/an) pour un client résidentiel électricité et gaz (avec
une consommation type).
Ces niveaux de plafond sont proches de ceux en vigueur au 1er janvier 2024 (1 928 £/an) puis sur le deuxième trimestre 2024 (1 690 £/an).
En Italie, le prix moyen en 2025 du tarif d’électricité PUN TWA (Single National Time Weighted Average) s'est établi à un niveau de 119,9 €/MWh, en
hausse de 28 % par rapport à 2024 (93,4 €/MWh). Cette variation s’explique par la hausse des prix du gaz par rapport à 2024, due à une
consommation des centrales thermiques plus importante en 2025 qu’en 2024. Le prix du gaz spot a augmenté de 39 % par rapport à 2024 pour
s’établir à 46 c€/smc(1).




(1) 1 c€/smc3 = 1 €/MWh



Page 12 sur 79
3.4 Conditions climatiques : températures et
hydraulicité en France
3.4.1 Température en France
Au premier semestre 2025, la température moyenne s’est élevée à 12,0°C, soit 0,4°C de plus qu’au premier semestre 2024 et 0,9°C de plus que la
normale. Le mois de février 2025 a retrouvé des températures conformes aux normales alors qu'en 2024, il avait été particulièrement doux (+2,7°C par
rapport à la normale). En revanche, les mois d’avril et juin ont été plus chauds (respectivement +1,4°C et +2,9°C par rapport à la normale).


3.4.2 Pluviométrie, enneigement, hydraulicité en France
À l’exception du mois de janvier, le premier semestre 2025 a été globalement marqué par un déficit de précipitations, contrastant nettement avec
l’année 2024. L’enneigement a également été déficitaire sur l’ensemble des bassins. En conséquence, l’indice d’hydraulicité 2025 est resté
constamment inférieur à 1 dès février. Sur le périmètre EDF, l’indice d’hydraulicité du premier semestre 2025 s’établit à 0,96, contre 1,26 pour
l’ensemble de l’année 2024.
En ce qui concerne le remplissage des lacs, le déficit de précipitations a été compensé par la fonte nivale et une faible production hydraulique
(températures douces et forte production solaire). Dans ces conditions, le taux de remplissage a atteint 76,5 % à fin juin 2025 se situant 1,6 point
seulement au-dessus du niveau de la moyenne historique* (84,2% à fin juin 2024).
(*) période de 1986 à 2024

HYDRAULICITÉ D’EDF EN FRANCE (PÉRIODE DE 2015-2025)




Page 13 sur 79
4 Analyse de l’activité et du compte de résultat
consolidé du premier semestre 2025
Chiffres clés
Les informations financières présentées dans ce document sont élaborées à partir des comptes consolidés au 30 juin 2025.


1er semestre 1er semestre Variation Variation Variation
(en millions d’euros) 2025 2024 en valeur en % organique en %
Chiffre d’affaires 59 436 60 200 (764) -1% -2%
EBE 15 470 18 688 (3 218) -17% -17%
Résultat d’exploitation 8 962 9 646 (684) -7% -6%
Résultat avant impôts des sociétés intégrées 7 709 9 633 (1 924) -20% -19%
Résultat net part du Groupe 5 475 7 039 (1 564) -22% -21%
Résultat net courant (1) 5 495 8 354 (2 859) -34% -34%
Résultat net courant ajusté de la rémunération des hybrides 5 283 8 047 (2 764) -34% n.a.
Cash-flow Groupe(2) 4 294 2 008 2 286 114% n.a.
Endettement financier net(3) 49 982 54 246 (4 264) -8% 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) Les produits sur trésorerie et équivalents se trouvaient auparavant au sein des Autres variations monétaires et ont été reclassés au sein des frais financiers nets
décaissés depuis la clôture de septembre 2024 (pour un montant de 184 millions d'euros au 30/06/2025 et 156 millions d'euros au 30/06/2024).
(3) L’endettement financier net est détaillé dans la section 5.1.


L'EBE est en recul de 3,2 milliards d'euros, notamment du fait d'effets prix défavorables dans un contexte de baisse des prix de marché captés(1).
Par ailleurs, le premier semestre 2025 intègre six mois de résultat d’Arabelle Solutions, acquis au 31 mai 2024.
Les évolutions du périmètre de consolidation sur le premier semestre 2025 et la nouvelle segmentation sont détaillées en note 3 « Périmètre de
consolidation » de l’annexe aux comptes consolidés résumés du semestre clos au 30 juin 2025.
Le chiffre d’affaires et l’EBE sont analysés selon la nouvelle segmentation (France - Activités de production et commercialisation, France - Activités
régulées, EDF power solutions, Dalkia, Industrie et Services, Royaume-Uni, Italie et Autres). Le résultat d’exploitation et le résultat net font l’objet d’une
analyse globale.




(1) Compte tenu des couvertures réalisées sur ses activités de production et de commercialisation, la volatilité des prix spots n’a pas de lien direct
significatif avec les résultats du Groupe de la période.



Page 14 sur 79
4.1 Evolution Chiffre d’affaires
Le chiffre d’affaires s’élève à 59 436 millions d’euros au premier semestre 2025, en baisse de (764) millions d’euros (-1,3%) par rapport au
premier semestre 2024. Hors effets de change (73 millions d’euros) et hors effets de périmètre (170 millions d’euros), le chiffre d’affaires est
en baisse organique (-1,7%).
La ventilation du chiffre d’affaires est présentée aux bornes des segments, hors éliminations inter-segments.


1er semestre 1er semestre Variation en Variation en Variation
(en millions d'euros) 2025 2024 valeur % organique en %
France - Activités de production et commercialisation(1) 22 216 26 244 (4 028) -15% -15%
France - Activités régulées (2)
11 398 10 467 931 9% 9%
EDF power solutions 2 670 3 317 (647) -20% -18%
Dalkia 3 077 2 943 134 5% 4%
Industrie et Services 2 925 2 191 734 34% 14%
Royaume-Uni 8 646 9 048 (402) -4% -5%
Italie 9 316 7 168 2 148 30% 30%
Autres 3 137 2 736 401 15% 15%
Éliminations inter-segments (3 949) (3 914) (35) 1% -4%
CHIFFRE D'AFFAIRES DU GROUPE 59 436 60 200 (764) -1% -2%
(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 22 216 millions d’euros, en baisse organique de
(4 028) millions d’euros (-15,3 %).
Sur l'activité de commercialisation, le chiffre d’affaires facturé aux clients finals recule de (4 313) millions d’euros, principalement en raison de l’évolution
défavorable des prix captés. Cette tendance se traduit à la fois par la baisse du chiffre d’affaires relatif aux clients en offre de marché, et également
par celle du chiffre d’affaires relatif aux clients aux Tarifs Réglementés de Vente (TRV), consécutive à la révision tarifaire au 1er février 2025 (-22,7 % HT
sur les TRV résidentiels). Par ailleurs, le dispositif de bouclier tarifaire instauré fin 2022 par l’État a pris fin au 1er février 2024 pour l’électricité et au 1er
juillet 2023 pour le gaz. Les dispositifs de compensation au titre des amortisseurs et sur-amortisseurs ont été maintenus jusqu’au 31 décembre 2024.
Ainsi, la compensation relative à ces dispositifs est en baisse de (1 547) millions d’euros. 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 (5 860) millions d’euros.
La revente de l’électricité issue des obligations d’achat est en baisse de (1 597) millions d’euros, en raison de la baisse des prix observée pour les
livraisons prévues en 2025, inférieurs à ceux enregistrés pour les livraisons de 2024. À noter que l’effet en EBE est neutre du fait du mécanisme de
compensation des produits et charges liés aux obligations d’achat dans le cadre du dispositif de Contribution au Service Public de l’Électricité (CSPE).
Ces effets sont partiellement compensés par la hausse des revenus marchés pour +1 742 millions d’euros, du fait d’une meilleure production et de
l’optimisation des placements à court terme, liée notamment à l’évolution des prix spot.

Bilan électrique
En France, la hausse de 4,4 TWh de la production nucléaire à 181,8 TWh, reflète la meilleure disponibilité du parc, compensée partiellement
par une hausse de la modulation.
La baisse de -4,6 TWh de la production hydraulique brute en France(1) à 23,9 TWh s’explique principalement par une hydraulicité moins
favorable sur le premier semestre 2025 par rapport au premier semestre 2024 (voir section 2.4 « Conditions climatiques : températures et
hydraulicité en France »).
Les centrales thermiques ont été légèrement moins sollicitées au premier semestre 2025 (1,2 TWh contre 1,5 TWh au premier semestre 2024).
Les volumes vendus aux clients finals enregistrent une baisse de -3,9 TWh au premier semestre 2025 (hors effets du climat et de période). Cette
évolution s’explique principalement par une diminution de la consommation unitaire, représentant -1,2 TWh, dont -0,7 TWh liée à l’effet bissextile en
2024, et par une diminution du portefeuille clients en particulier sur le marché d’affaires, représentant -2,6 TWh, reflétant une concurrence accrue.
L’impact du climat est estimé à +2,6 TWh sur le semestre, porté par des températures au mois de février 2025 conformes aux normales tandis qu'il
avait été particulièrement doux en 2024.
EDF est vendeur net sur les marchés de gros à hauteur de 39,5 TWh ; il était également vendeur net au premier semestre 2024 à hauteur de 39,7 TWh.




(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 19,7 TWh au premier semestre 2025 (24,5 TWh au premier semestre 2024, soit une baisse de -4,8 TWh).



Page 15 sur 79
France – Activités régulées
Le chiffre d’affaires du segment France - Activités régulées s’élève à 11 398 millions d’euros, en hausse organique de +931 millions d’euros
(+8,9%) par rapport au premier semestre 2024.
Cette hausse est portée principalement par l’augmentation du chiffre d’affaires d’Enedis(1) de 1 162 millions d’euros, en lien avec l’indexation
du TURPE 6 de +4,8 % HT au 1er novembre 2024 et +7,7 % HT au 1er février 2025, soit +1 174 millions d'euros.

EDF power solutions
Le chiffre d’affaires de ce segment s’élève à 2 670 millions d’euros, en baisse organique de (590) millions d’euros (-17,8%) par rapport au
premier semestre 2024. Cette évolution s’explique principalement par la perte de contrats de clients B2B en électricité chez Luminus (pour
(280) millions d’euros) et la fin du contrat de vente d’énergie (Power Purchase Agreement) attaché à la centrale d’EDF Norte Fluminense au
Brésil en décembre 2024, en l’absence d’enchères au premier semestre 2025 (pour (325) millions d’euros).
Par ailleurs, la perte de (132) millions d’euros de chiffre d’affaires associée à la rétrocession à l'état Vietnamien début février dans le cadre du
contrat Buil-Operate-Transfer de Mekong Energy Company Ltd (MECO) détenant une centrale à cycle combiné gaz est compensée par une
hausse des activités renouvelables en lien notamment avec les projets en solaire distribué aux Etats-Unis et les mises en services de parcs
(pour 123 millions d’euros).

Dalkia
Le chiffre d’affaires de Dalkia s’élève à 3 077 millions d’euros, en hausse organique de +129 millions d’euros (+4,4%) par rapport à juin 2024.
Cette évolution est principalement liée au développement commercial en France et à l’international ainsi qu’à l’augmentation de 62% du
prix moyen du gaz. Le premier semestre 2024 avait bénéficié de ventes ponctuelles d'actifs de production sur le marché sans équivalent au
premier semestre 2025.

Industrie et services
Le segment Industrie et services intègre les activités du sous-groupe Framatome et de Arabelle Solutions, entrée dans le périmètre du
Groupe fin mai 2024.
Le chiffre d’affaires de Framatome à ses bornes s’élève à 2 529 millions d’euros, en hausse organique de 288 millions d’euros (+13,2%) par
rapport à juin 2024 du fait de la montée en puissance des Projets nouveaux nucléaires en France et au Royaume Uni et par un niveau
d’activité accru sur les Business Unit Base Installée et Contrôle Commande.
Le chiffre d’affaires de Arabelle Solutions à ses bornes s’élève à 402 millions d’euros.

Royaume-Uni
Le chiffre d’affaires du Royaume-Uni s’élève à 8 646 millions d’euros, en baisse organique de (474) millions d’euros (-5,2%) par rapport au
premier semestre 2024.
Cette évolution s’explique principalement par l’impact de la baisse des prix de l’énergie sur les ventes électricité et gaz aux clients depuis un an.

Italie
Le chiffre d’affaires de l’Italie s’élève à 9 316 millions d’euros, en hausse organique de 2 168 millions d’euros (+30,2%) par rapport au
premier semestre 2024, dans un contexte général de hausse des prix de marché du gaz.

Autres
Le segment Autres regroupe essentiellement EDF Trading et les activités gazières.
Le chiffre d’affaires du segment s’élève à 3 137 millions d’euros, en hausse organique de 400 millions d’euros (+14,6%) par rapport au
premier semestre 2024.
● Le chiffre d’affaires des activités gazières s’élève à 2 262 millions d’euros, en hausse organique de 782 millions d’euros (+52,8%) par
rapport à 2024. Cette évolution s’explique par une hausse des prix de marché de gros du gaz.
● Le chiffre d’affaires d’EDF Trading s’élève à 746 millions d’euros, en baisse organique de (384) millions d’euros (-34,0%) par rapport à
2024 dans un contexte de moindre volatilité et de baisse tendancielle des prix d'électricité comparés à 2024.




(1) Enedis est une filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l’énergie.



Page 16 sur 79
4.2 Evolution de l'Excédent Brut d’Exploitation (EBE)
L’EBE s’élève à 15 470 millions d'euros versus 18 688 millions d'euros au premier semestre 2024 dans un contexte de baisse des prix de marché, malgré
la hausse de la production nucléaire en France. Les activités régulées sont en croissance


1er semestre 1er semestre Variation en Variation
(en millions d'euros) 2025 2024 valeur Variation en % organique en %
France - Activités de production et commercialisation 7 327 10 311 (2 984) -29% -29%
France - Activités régulées 4 112 2 822 1 290 46% 46%
EDF power solutions 611 1 037 (426) -41% -38%
Dalkia 249 230 19 8% 8%
Industrie et Services(1) 86 101 (15) -15% 23%
Royaume-Uni 1 334 1 989 (655) -33% -33%
Italie 743 993 (250) -25% -24%
Autres 1 008 1 205 (197) -16% -16%
EBE GROUPE 15 470 18 688 (3 218) -17% -17%
(1) Industrie et Services : incluant en 2025 les entités Framatome et Arabelle Solutions (Framatome seul au premier semestre 2024)




Page 17 sur 79
France - Activités de production et commercialisation
L’EBE est en recul en raison de la baisse des prix de vente (impact estimé à -2,7 milliards d'euros). Elle s'explique notamment pour le tarif réglementé,
outre la part ARENH à 42 €/MWh, par un prix de marché moyen à terme lissé pour 2025 des 2 années précédentes de 103 €/MWh versus 192 €/
MWh pour 2024, et un prix de l’écrêtement ARENH de 74 €/MWh pour 2025 versus 102 €/MWh pour 2024.
La production hydraulique après une année 2024 exceptionnelle contribue également à la baisse de l’EBE (-0,6 milliard d'euros), son effet est
partiellement compensé par la hausse de la production nucléaire (+0,2 milliard d'euros).

France - Activités régulées(1)
La hausse de l’EBE s’explique principalement par un effet prix positif pour 1 243 millions d'euros, en raison de l’évolution du TURPE (2) (0,9 milliard
d'euros) et des achats d’énergie pour compenser les pertes réseaux effectuées à des prix de marché moins élevés qu’au premier semestre 2024
(0,4 milliard d'euros).

EDF power solutions
La baisse de l’EBE d’EDF Renouvelables(3) s’explique essentiellement par la rotation du portefeuille, avec notamment des opérations significatives sur
des parcs aux Etats-Unis et au Brésil réalisées en 2024. Néanmoins, les volumes produits sont en hausse de 4,5 % après les mises en service réalisées
malgré des conditions de vent moins favorables en Europe.
En Belgique, le recul de l’EBE s’explique essentiellement par un recul de la production, ainsi qu’une baisse des prix de marché.
Au Brésil, l’EBE est en baisse du fait de la fin du Power Purchase Agreement attaché à la centrale d’EDF Norte Fluminense en décembre 2024 et par le
nombre limité d’heures d’appel de la centrale.

Dalkia
L’augmentation de l’EBE de Dalkia s’explique par la performance des activités commerciales en France et à l’international dans les services d’efficacité
énergétique et les activités de décarbonation, notamment dans les réseaux de chaleur et l’industrie. Cette hausse permet de compenser la baisse
d’activité attendue de certaines installations de cogénération.

Industrie et services
Les contrats signés pour le projet Sizewell C au Royaume-Uni et un niveau d’activité accru de la Base Installée et du Contrôle Commande aux Etats-
Unis expliquent la hausse de l’EBE de Framatome. Les prises de commande s’établissent à environ 3,2 milliards d'euros à fin juin 2025.
Framatome a acquis les sociétés Velan SAS et Segault, renforçant ainsi son expertise dans la robinetterie haute performance dans le domaine du
nucléaire.
L’EBE d’Arabelle Solutions s’élève à (49) millions d'euros après l’intégration de la filiale dans le Groupe

Royaume-Uni
Le recul de l'EBE s'explique en premier lieu par l’impact de la baisse des prix de marché sur les prix nucléaires réalisés. La performance opérationnelle
du parc nucléaire a été solide avec une production de 17,8 TWh, en baisse limitée après les arrêts fortuits de Heysham 1 et Hartlepool en 2024 et un
programme de maintenance plus chargé en 2025. Par ailleurs, les activités de commercialisation font face sur les différents segments à une
concurrence accrue dans un contexte de moindre volatilité des prix de marché.

Italie
La baisse de l’EBE s’explique en particulier dans les activités gaz, par une contraction des marges d’une partie des contrats d’approvisionnement et de
moindres opportunités d’optimisation.
Dans les activités de production d’électricité, la baisse de la production renouvelable, après des conditions d’hydraulicité exceptionnelles en 2024, est
en partie compensée par une hausse de production thermique.
Dans les activités de commercialisation, les marges sont en recul.

Autres
La hausse de l’EBE des activités gazières s’explique par l’optimisation des positions prises dans le contrat avec le terminal de Dunkerque, malgré
une dégradation des marges dans les activités de stockage.
La performance d’EDF Trading reste soutenue dans un contexte de marché incertain, de volatilité erratique et de baisse importante des prix, malgré
un recul de l’EBE.




(1) Activités régulées comprenant Enedis, ÉS et les activités insulaires.
(2) Indexation du TURPE 6 distribution de +4,81 % au 1er novembre 2024 et de +7,7 % au 1er février 2025.
(3) La marque EDF Renouvelables est renommée EDF power solutions depuis le 17 juin 2025.



Page 18 sur 79
4.3 Résultat d’exploitation
Malgré le recul de l’EBE, le résultat d'exploitation s’établit à 8 962 millions d'euros versus 9 646 millions d'euros au premier semestre 2024 qui avait été
marqué par l’estimation des coûts prévisionnels non courants suite à la révision du scénario d’entreposage des combustibles usés en France pour (3
203) millions d'euros.


1er semestre 1er semestre Variation Variation
(en millions d'euros) 2025 2024 en valeur en %
EBE 15 470 18 688 (3 218) -17%
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Énergie et Matières Premières, hors activités de trading (144) 696 (840) -121%
Dotations aux amortissements * (6 059) (5 772) (287) 5%
(Pertes de valeur) / reprises (185) (276) 91 -33%
Autres produits et charges d'exploitation (120) (3 690) 3 570 -97%
RÉSULTAT D'EXPLOITATION 8 962 9 646 (684) -7%
*Les dotations aux amortissements incluent les dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession.




4.4 Résultat financier
1er semestre 1er semestre Variation en Variation en
(en millions d'euros) 2025 2024 valeur %
Coût de l'endettement financier brut (1 598) (2 026) 428 -21
Effet de l'actualisation (1 465) (1 288) (177) 14
Autres produits et charges financiers 1 810 3 301 (1 491) -45
RÉSULTAT FINANCIER (1 253) (13) (1 240) n.a


Le résultat financier représente une charge de (1 253) millions d’euros versus (13) millions d'euros au premier semestre 2024 en raison de :
● la performance limitée du portefeuille des actifs dédiés (1,9 % versus 5,5 % au premier semestre 2024), liée à la dégradation des marchés actions,
contribue au recul des autres produits et charges financières de (1 491) millions d'euros (avec un impact cash limité) ;
● la gestion active de la dette, dans un contexte de recul des taux d’intérêt qui a permis de diminuer le coût de l’endettement financier brut de
428 millions d'euros ;
● la hausse de la charge de désactualisation de 177 millions d'euros.
Le résultat financier courant est stable à (1 563) millions d’euros. Il est retraité des éléments non récurrents, dont en particulier la variation de juste
valeur du portefeuille d’actifs dédiés.



4.5 Résultat net
Le résultat net courant s’élève à 5 495 millions d’euros versus 8 354 millions d'euros au premier semestre 2024 principalement en raison
du recul de l’EBE.
Le résultat net part du Groupe de 5 475 millions d'euros versus 7 039 millions d'euros au premier semestre 2024 est en recul de (1 564) millions
d'euros en raison principalement des éléments après impôt non courants suivants :
● la variation de juste valeur des instruments financiers pour (1 157) millions d'euros;
● la volatilité des commodités pour (625) millions d'euros;
● l'estimation des coûts prévisionnels au premier semestre 2024 suite à la révision du scénario d’entreposage des combustibles usés en France pour 2
376 millions d'euros.




Page 19 sur 79
5 Endettement financier net, flux de trésorerie et
investissements
1er semestre 1er semestre Variation en
(en millions d'euros) 2025 2024 valeur Variation en %
EBE 15 470 18 688 (3 218) -17%
Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l'EBE 1 073 (1 045) 2 118 n.a.
EBE Cash 16 543 17 643 (1 100) -6%
Variation du besoin en fonds de roulement net 2 944 (706) 3 650 n.a.
Investissements nets(1) (11 471) (11 055) (416) 4%
Autres éléments dont dividendes reçus des entreprises associées (95) (1) (94) n.a.
Cash-flow opérationnel(2) 7 921 5 881 2 040 35%
Cessions d'actifs 565 565 n.a.
Impôt sur le résultat payé (817) (2 094) 1 277 -61%
Frais financiers nets de produits financiers(2) (964) (1 171) 207 -18%
Actifs dédiés 79 129 (50) -39%
Dividendes versés en numéraire (2 489) (736) (1 753) n.a.
Cash-flow Groupe 4 294 2 008 2 286 114%
Emissions TSDI -
Rachats TSDI (1 250) 1 250 n.a.
Autres variations monétaires (40) (346) 306 -88%
(Augmentation)/diminution de l'endettement financier net, hors effet
413 3 841 n.a.
de change 4 254
Effet de la variation de change (71) (184) 113 -61%
Autres variations non monétaires 181 (94) 275 n.a.
(Augmentation)/diminution de l'endettement financier net des
135 4 229 n.a.
activités poursuivies 4 364
(Augmentation)/diminution de l'endettement financier net des
activités en cours de cession -
Endettement financier net ouverture 54 346 54 381 (35) n.a.
ENDETTEMENT FINANCIER NET CLÔTURE 49 982 54 246 (4 264) -8%
(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) Les produits sur trésorerie et équivalents se trouvaient auparavant au sein des Autres variations monétaires et ont été reclassés au sein des frais financiers nets
décaissés depuis la clôture de septembre 2024 (pour un montant de 184 millions d'euros au 30/06/2025 et 156 millions d'euros au 30/06/2024).




Page 20 sur 79
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 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 net de 49 982 millions d'euros est en baisse de 4 364 millions d’euros par rapport à fin 2024.
Les émissions obligataires réalisées pour un montant de 7 445 millions d'euros et la baisse des taux de la dette court terme permettent la maîtrise du
coût du financement.


1er semestre Variation en Variation en
(en millions d'euros) 1er semestre 2025 2024 valeur %
Emprunts et dettes financières 87 457 86 372 1 085 1%
Dérivés de couvertures des dettes 561 (1 381) 1 942 -141%
Trésorerie et équivalents de trésorerie (10 728) (9 238) (1 490) 16%
Titres de dettes et de capitaux propres- actifs liquides (27 329) (21 478) (5 851) 27%
Dérivés macro- couverture sur titres de dettes liquides 21 (29) 50 -172%
ENDETTEMENT FINANCIER NET 49 982 54 246 (4 264) -8%


VARIATION DE L’ENDETTEMENT NET ENTRE LE 31 DÉCEMBRE 2024 ET LE 30 JUIN 2025




Page 21 sur 79
5.2 Cash-flow Groupe
Le cash-flow Groupe s’établit à 4 294 millions d’euros versus 2 008 millions d’euros au premier semestre 2024. Il s’explique par un cash-flow
opérationnel de 7,9 milliards d'euros essentiellement lié au cash généré par les activités de trading et les activités en France (régulées et non régulées),
la cession de l’activité de stockage de gaz Edison Stoccaggio en Italie pour 0,6 milliard d'euros et la distribution d’une prime d’émission de 2 milliards
d'euros à l’Etat.
Le besoin en fonds de roulement diminue de 2,9 milliards d’euros dont :
● une amélioration de 5,3 milliards d’euros en raison de la diminution des créances clients liée à la saisonnalité (volume et prix) ;
● une dégradation de 1,6 milliard d'euros liée à un déficit de compensation des charges dans le mécanisme de CSPE.
Les investissements nets atteignent 11,5 milliards d'euros, en hausse de 0,4 milliard d'euros en raison principalement du projet Hinkley Point C et du
programme EPR2, ainsi que du développement et du renforcement des réseaux. En 2024, les investissements intégraient l’acquisition d’Arabelle
Solutions et des 5 % d’Assystem dans le capital de Framatome pour 0,9 milliard d'euros.


5.2.1 Investissements nets
Les investissements nets (hors cessions) s’élèvent à 11 471 millions d’euros, en hausse de 416 millions d’euros par rapport au premier semestre 2024.

1er semestre 1er semestre Variation en
(en millions d'euros) 2025 2024 valeur Variation en %
France - Activités de production et commercialisation 3 930 4 462 (532) -12%
France - Activités régulées 3 414 2 721 693 25%
EDF power solutions 391 1 150 (759) -66%
Dalkia 163 107 56 52%
Industrie et Services 382 220 162 74%
Royaume-Uni 2 917 2 041 876 43%
Italie 220 213 7 3%
Autres 54 141 (87) -62%
INVESTISSEMENTS NETS 11 471 11 055 416 4%

Les investissements nets du segment France - Activités de production et commercialisation sont en baisse de (532) millions d’euros,
principalement du fait de l’acquisition des activités nucléaires d'Arabelle Solutions, du rachat des parts d’Assystem dans Framatome, réalisées en 2024,
sans équivalent en 2025, partiellement compensées par la montée en puissance du projet EPR 2 et de l’augmentation sur le parc existant (Grand
carénage).
Les investissements nets du segment France – Activités régulées sont en augmentation de 693 millions d’euros en raison notamment de
l’augmentation des travaux de raccordements, renforcement et modernisation du réseau et des grands projets insulaires (Larivot et Ricanto).
Les investissements nets du nouveau segment EDF power solutions sont en baisse de (759) millions d’euros essentiellement liée à des opérations de
refinancement sur les actifs existants.
Les investissements nets du segment Industrie et Services sont en augmentation de 162 millions d’euros et ceux du segment Autres sont en baisse
de (87) millions d’euros, en lien avec l’acquisition des activités nucléaires d'Arabelle Solutions.
Au Royaume-Uni, la hausse des investissements nets de 876 millions d’euros traduit la montée en puissance du chantier Hinkley Point C et la
déconsolidation de Sizewell en décembre 2024.


5.2.2 Cessions d'actifs
Sur le premier semestre 2025, le Groupe enregistre la cession le 3 mars 2025 par Edison des actifs de stockage de gaz (Stoccaggio) à la Snam SpA.


5.2.3 Actifs dédiés
Conformément à la loi n° 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.
Les flux nets sur actifs dédiés s'élèvent à (79) millions à fin juin 2025. Ils correspondent :
● 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 réinvestissements des produits financiers générés par ces actifs (dividendes et intérêts).
A fin juin 2025, le taux de couverture réglementaire des provisions par des actifs dédiés est de 106,3%. Le taux de couverture des provisions étant
supérieur à 100 %, il n’y a pas d’obligation de dotation aux actifs dédiés en 2025 et aucune dotation n'a été réalisée sur la période.




Page 22 sur 79
5.2.4 Distributions de l'émetteur
A fin juin 2025, le Groupe a distribué 2 489 millions d’euros, dont :
● 2 000 millions d'euros distribués à l'Etat français, son actionnaire unique, imputés sur les primes liées au capital social ;
● 212 millions d'euros envers les porteurs de titres subordonnés à durée indéterminée ;
● 279 millions d'euros de dividendes versés par des filiales du Groupe à leurs actionnaires minoritaires.



5.3 Autres variations non monétaires
L’effet de change a un impact défavorable de (71) millions d’euros sur l’endettement financier net du Groupe, effet principalement lié à la
dépréciation du dollar américain et de la livre sterling par rapport à l’euro(1).
Les autres variations non monétaires s’établissent à 181 millions d’euros à fin juin 2025 contre (94) millions à fin juin 2024. Elles sont principalement
constituées des nouveaux contrats de location (IFRS 16), d’intérêts courus sur les dettes financières et de variation de juste valeur de la dette.




(1) Dépréciation de 3,08% de la livre sterling face à l’euro : 1,1689 €/£ au 30 juin 2025 et 1,2060 €/£ au 31 décembre 2024 ; Dépréciation de 11,36% du dollar américain
face à l’euro : 0,8532 €/$ en juin 2025 et 0,9626 €/$ au 31 décembre 2024.



Page 23 sur 79
6 Performance extra-financière
Les objectifs RSE du groupe EDF s'inscrivent dans le projet d’entreprise « Ambitions 2035 » et dans la raison d’être du Groupe: EDF s’engage à bâtir le
système électrique bas carbone de demain, s’inscrire dans les limites planétaires et agir pour une transition juste.
Seuls les indicateurs calculés à fin juin 2025 et ayant varié par rapport à décembre 2024 figurent ci-dessous (pour plus d'informations, voir Chapitre
5.1.5 Performance extra-financière, du Document d’enregistrement universel 2024).


L’Environnement
Avec 95 % de sa production d’électricité décarbonée à fin juin 2025 le groupe EDF est aujourd’hui le premier producteur mondial d’électricité bas
carbone(1) et poursuit son ambition de contribuer à la neutralité carbone à l’horizon 2050.

Intensité carbone
En 2024, l’intensité carbone(2) produite par le groupe EDF s’établit à 30 gCO₂/kWh. Elle est l’une des plus faibles au monde et environ sept fois
inférieure à la moyenne des utilities européennes (210 gCO2/kWh(3)). Cette performance est confirmée au premier semestre 2025. En effet, les effets
conjugués d’une production nucléaire en hausse par rapport au premier semestre 2024, d’un équilibre offre-demande détendu et la sortie du groupe
de l’actif de MECO permettent d’atteindre une intensité de 26,2 gCO2/kWh.

Indicateur groupe EDF Réalisé S1 2025 Réalisé S1 2024
Intensité carbone (gCO2/kWh) 26,2 29,2


Social
Santé-sécurité
La santé et la sécurité sont indissociables chaque jour des activités du groupe EDF. EDF continue à enregistrer des accidents mortels liés à l’activité
professionnelle, conduisant à affirmer comme une priorité absolue la nécessité d’éradiquer ces événements grâce en particulier à un renforcement de
l’application des 10 règles vitales(4) du Groupe portant sur les principaux risques métiers (électrique, levage, travail en hauteur, risque routier…).
Après l’année 2020 très atypique, la valeur du LTIR(5) (Lost Time Incident Rate) global s’inscrit dans une baisse régulière depuis 2019, illustrant
l’amélioration portée par le déploiement des démarches de prévention pour les salariés et les prestataires.



Indicateur Périmètre S1 2025 S1 2024 Progression
LTIR Salariés+Prestataires 1,7 1,7 Stabilité




(1) Source : Enerdata, World ranking of zero direct CO₂ emissions producers
(2) L’intensité carbone est un ratio calculé entre les émissions Scope 1 (Émissions directes de CO2 liées à la production, hors analyse du cycle de vie, ACV, des moyens de
production et des combustibles) du Groupe des centrales de production d’électricité et de chaleur et leurs productions associées
(3) Source : Valeur 2023, EU-27, Agence européenne de l’environnement, Greenhouse gaz emission intensity of electricity generation in Europe, octobre 2024
(4) https://www.edf.fr/groupe-edf/agir-en-entreprise-responsable/responsabilite-societale-dentreprise/bien-etre-et-solidarite/sante-et-securite/10-regles-vitales.
(5) Lost Time Incident Rate (LTIR) : le taux de fréquence global du LTIR du Groupe représente le nombre d’accidents de travail en service liés à l’activité professionnelle
(salaries et prestataires, quel que soit le niveau de sous-traitance y compris cotraitance et intérimaires) avec arrêt supérieur ou égal à un jour, survenu au cours d’une
période de 12 mois rapporté à un million d’heures travaillées. Il se calcule en multipliant le nombre d'accidents de travail en service liés à l’activité professionnelle
conduisant à un arrêt de travail par un million et rapporté au nombre d’heures travaillées salariés.



Page 24 sur 79
Notations extra-financières
Le groupe EDF est noté par des agences de notation ESG et des gestionnaires de fonds durables, qui évaluent les entreprises sur leurs politiques et
leurs résultats en matière de développement durable, selon des méthodologies sectorielles qui leur sont propres.




La trajectoire carbone du Groupe, a été validée comme compatible avec un scénario de réchauffement de 1,5 °C par Moody’s en février 2024.




Page 25 sur 79
7 Perspectives financières
Perspectives 2025 inchangées
EBE solide, attendu en retrait dans un contexte de baisse des prix de marché.
Production nucléaire en France, y compris Flamanville 3, estimée à 350-370 TWh en 2025, 2026 et 2027.


Objectifs 2027 confirmés(1)
Endettement financier net / EBE : ≤ 2,5x
Dette économique ajustée / EBE ajusté(2) : ≤ 4x




(1) Sur la base du périmètre et des taux de change au 01/01/2025 et d’une hypothèse de production nucléaire en France y compris Flamanville 3 de 350-370 TWh en 2025,
2026 et 2027.
(2) Ratio à méthodologie S&P constante



Page 26 sur 79
8 Gestion et contrôle des risques marchés
8.1 Gestion et contrôle des risques financiers
Les éléments relatifs à la gestion des risques du Groupe liés à l’évolution des marchés financiers et à la fiabilité de l’information associée sur le premier
semestre 2025 sont détaillés ci-dessous.


8.1.1 Gestion du risque de liquidité
Les liquidités du Groupe, composées des actifs liquides, de la trésorerie et des équivalents de trésorerie, s’élèvent à 38 057 millions d’euros au 30 juin
2025, en augmentation de 12 461 millions d'euros par rapport à décembre 2024.

Evolution des passifs financiers
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. Sur le premier semestre 2025, le Groupe a ainsi réalisé plusieurs émissions obligataires dans quatre devises pour un équivalent d’environ
7,4 milliards d’euros, dont environ 600 millions d’euros équivalent d’émissions additionnelles sur des souches obligataires existantes.
EDF a également émis 765 millions d’euros dans le cadre de son programme NeuMTN.
EDF a annoncé le 18 décembre 2024 l’exercice de l’option de remboursement anticipé à la main d’EDF des obligations hybrides émises le 29 janvier
2013 pour un montant nominal de 1 250 millions d’euros (ISIN FR0011401751), remboursées le 29 janvier 2025.
Sur le premier semestre 2025, le Groupe a conclu des lignes de crédit bilatérales de maturités 3 à 7 ans pour un total de 790 millions d’euros,
intégralement tirées et en a remboursé 790 millions d’euros sur la période.


Au 30 juin 2025, les échéances résiduelles des passifs financiers (y compris intérêts) se présentent comme suit(1) :


Swaps de Swaps de Garanties données
(en millions d'euros) Dettes taux(1) change(1) sur emprunts
< 1 an 16 990 (81) (361) 72
1 à 5 ans 36 412 (536) (885) 562
> 5 ans 90 817 (41) (2 279) 360
TOTAL 144 219 (658) (3 525) 994
dont remboursement du nominal 87 457
dont charges d'intérêts 56 762
(1) Les données sur les instruments de couverture incluent les positions actives et passives


Au 30 juin 2025, les encours d’émissions de billets de trésorerie du Groupe sont de 1 899 millions d’euros de NEU CP.
La maturité moyenne de la dette brute du Groupe au 30 juin 2025 s’établit à 12,4 ans contre 12,1 ans à fin juin 2024.



Lignes de crédit et financements disponibles
Au 30 juin 2025, EDF SA dispose d’un montant global de 14 190 millions d’euros de lignes disponibles (crédits syndiqués et lignes bilatérales) :
● un crédit syndiqué de 6 milliards d’euros indexé sur des indicateurs ESG d’une maturité jusqu’en novembre 2029. Il n’a fait l’objet d’aucun tirage
au 30 juin 2025;
● les lignes bilatérales représentent 8 190 millions d’euros de disponibilités avec des maturités s’échelonnant jusqu’en juillet 2028.
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 2025 pour un montant cumulé de
3 175 millions d’euros.
En outre, EDF dispose d'une option pour émettre deux tranches d'émissions obligataires en 2026 et 2027 pour un montant global de 3 milliards
de livres sterling dans le cadre de l'accord signé le 20 juin 2025 avec Apollo.
EDF Trading a quant à elle signé un crédit syndiqué de 2 milliards d’euros d’une maturité jusqu’en juin 2027.




(1) Valorisation sur la base des cours de change et des taux d’intérêt au 30 juin 2025.



Page 27 sur 79
8.1.2 Notation financière
Au 30 juin 2025, 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 inchangées par rapport au 31 décembre 2024.


Société Agence Notation Long terme Notation Court terme
Standard & Poor’s BBB avec perspective positive A-2
Moody’s Baa1 avec perspective stable P-2
EDF Fitch Ratings BBB+ avec perspective négative F2
EDF Trading Moody’s Baa3 avec perspective stable n. a.
Standard & Poor’s BB- avec perspective positive B
Moody’s Baa3 avec perspective stable n. a.
EDF Energy 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.



8.1.3 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 utilise différents outils : financement en devises, adossement actif/passif, couverture des
flux opérationnels (principes détaillés dans le rapport d’activité annuel 2024).

STRUCTURE DE LA DETTE BRUTE AU 30 JUIN 2025, PAR DEVISE AVANT ET APRÈS COUVERTURE
En conséquence de la politique de financement et de couverture du risque de change, la dette brute du Groupe, au 30 juin 2025 par devise et après
couverture, se décompose comme suit :


Structure initiale de la Incidence des instruments Structure de la dette
(en millions d'euros) dette de couverture(1) après couverture % de la dette
Emprunts libellés en euros (EUR) 47 893 26 125 74 018 84,6%
Emprunts libellés en dollars américains (USD) 22 291 (21 436) 855 1,0%
Emprunts libellés en livres britanniques (GBP) 11 991 (1 003) 10 988 12,6%
Emprunts libellés dans d'autres devises 5 282 (3 686) 1 596 1,8%
TOTAL DES EMPRUNTS 87 457 - 87 457 100%
(1) Couverture de dettes et de situations nettes des filiales étrangères.



SENSIBILITÉ DE LA DETTE BRUTE DU GROUPE AU RISQUE DE CHANGE
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 2025.


Impact d'une variation Dette après variation
Dette après instruments de défavorable de 10 % du cours défavorable de 10 % du cours
(en millions d'euros) couverture convertie en euros de change de change
Emprunts libellés en euros (EUR) 74 018 7 402 81 420
Emprunts libellés en dollars américains (USD) 855 85 940
Emprunts libellés en livres britanniques (GBP) 10 988 1 099 12 087
Emprunts libellés dans d'autres devises 1 596 160 1 756
TOTAL DES EMPRUNTS 87 457 8 746 96 203


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




Page 28 sur 79
8.1.4 Gestion du risque de taux d’intérêt
Au 30 juin 2025, la dette du Groupe après instruments de couverture se répartit en 52 % à taux fixe et 48 % à taux variable.
Une augmentation annuelle uniforme des taux d’intérêt de 100 points de base entraînerait une augmentation des charges financières d’environ
423 millions d’euros sur la base de la dette brute à taux variable à fin juin 2025 après couverture.
Le coût moyen de la dette Groupe (taux d’intérêt pondéré des encours) s’établit à 3,46% à fin juin 2025 (vs 4,21% à fin juin 2024).

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

Structure initiale de la Incidences des instruments Structure de la dette Impact, en résultat, d'une
(en millions d'euros) dette de couverture après couverture hausse de 1 % des taux d'intérêt
À taux fixe 71 292 (26 187) 45 105
À taux variable 16 165 26 187 42 352 424
TOTAL DES EMPRUNTS 87 457 - 87 457 424


8.1.5 Gestion du risque financier sur le portefeuille d’actifs dédiés d’EDF
Des actifs dédiés ont été constitués par EDF depuis 1999 pour sécuriser le financement de ses engagements nucléaires de long terme, et la loi du
28 juin 2006 et ses textes d’application ont défini les provisions non liées au cycle d’exploitation qui doivent être couvertes par ces actifs.
Au 30 juin 2025, la valeur globale du portefeuille s’élève à 40 746 millions d’euros, contre 40 320 millions d’euros à fin décembre 2024.
L’évolution des actifs dédiés sur le premier semestre 2025, 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 2025.

COMPOSITION ANALYTIQUE ET PERFORMANCE DU PORTEFEUILLE DES ACTIFS DÉDIÉS D'EDF

30/06/2025 31/12/2024
Valeur Performance du Valeur
Composition boursière ou de premier Composition boursière ou de Performance de
(en millions d'euros) analytique réalisation semestre 2025 analytique réalisation l'exercice 2024
Actifs de rendement 24,0 % 9 755 3,6 % 23,5 % 9 485 4,6 %
Actifs de croissance 38,1 % 15 543 1,1 % 41,3 % 16 633 21,0 %
Actifs de taux 37,9 % 15 448 1,8 % 35,2 % 14 202 4,5 %
TOTAL DES ACTIFS DÉDIÉS 100,0 % 40 746 1,9 % 100,0 % 40 320 10,8 %


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 2025.



8.2 Gestion et contrôle des 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 (politique et principes de gestion opérationnelle détaillés rapport d’activité
annuel 2024, chapitre 7.2).
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.
Au premier semestre 2025, l’engagement d’EDF Trading sur les marchés a été encadré par une limite de VaR(1) de 50 millions d’euros, et une limite
stop-loss de 180 millions d’euros.




(1) Value at Risk : 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.



Page 29 sur 79
ELECTRICITE DE FRANCE


Rapport des commissaires aux comptes
sur l’information financière semestrielle




(Période du 1ᵉʳ janvier 2025 au 30 juin 2025)
ELECTRICITE DE FRANCE
Rapport des commissaires aux comptes sur l’information financière semestrielle
Période du 1 janvier 2025 au 30 juin 2025



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 2025 au 30 juin 2025)




A l’Actionnaire Unique
ELECTRICITE DE France S.A.
22 avenue 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 2025 au 30
juin 2025, 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 1 janvier 2025 au 30 juin 2025


Fait à Neuilly-sur-Seine et Paris La Défense, le 24 juillet 2025


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 2025
Compte de résultat consolidé

(en millions d'euros) Notes S1 2025 S1 2024
Chiffre d’affaires 5.1 59 436 60 200
Achats de combustible et d’énergie 5.2 (30 361) (27 857)
Autres consommations externes(1) (4 897) (4 701)
Charges de personnel (8 890) (8 360)
Impôts et taxes 5.3 (2 632) (3 062)
Autres produits et charges opérationnels 5.4 2 814 2 468
Excédent brut d’exploitation 5 15 470 18 688
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières premières hors
6 (144) 696
activités de trading
Dotations aux amortissements (6 059) (5 772)
(Pertes de valeur)/reprises 10.3 (185) (276)
Autres produits et charges d’exploitation 7 (120) (3 690)
Résultat d’exploitation 8 962 9 646
Coût de l’endettement financier brut 8.1 (1 598) (2 026)
Effet de l’actualisation 8.2 (1 465) (1 288)
Autres produits et charges financiers 8.3 1 810 3 301
Résultat financier 8 (1 253) (13)
Résultat avant impôt des sociétés intégrées 7 709 9 633
Impôts sur les résultats 9 (2 304) (2 466)
Quote-part de résultat net des entreprises associées et des coentreprises 11 252 178
Résultat net des activités en cours de cession - -
RÉSULTAT NET CONSOLIDÉ 5 657 7 345
dont résultat net - part du Groupe 5 475 7 039
Résultat net des activités poursuivies 5 475 7 039
Résultat net des activités en cours de cession - -
dont résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 182 306
Activités poursuivies 182 306
Activités en cours de cession - -
(1) Les autres consommations externes sont nettes de la production stockée et immobilisée.




Page 34 sur 79
État du résultat global consolidé

S1 2025 S1 2024
Part attribuable Part attribuable
aux aux
participations ne participations ne
Part du donnant pas le Part du donnant pas le
(en millions d'euros) Notes Groupe contrôle Total Groupe contrôle Total
Résultat net consolidé 5 475 182 5 657 7 039 306 7 345
Juste valeur des couvertures de flux de trésorerie
Juste valeur des couvertures de flux de trésorerie - variation brute 17.5 1 176 (56) 1 120 1 497 (7) 1 490
Juste valeur des couvertures de flux de trésorerie - effets d'impôt (291) 8 (283) (385) 1 (384)
Juste valeur des couvertures sur les investissements nets
Juste valeur des couvertures d'investissements nets - variation brute 17.5 562 - 562 (407) - (407)
Juste valeur des couvertures d'investissements nets - effets d'impôt (28) - (28) 13 - 13
Juste valeur des titres de dettes
Juste valeur des titres de dettes – variation brute 17.1.2 64 - 64 79 - 79
Juste valeur des titres de dettes – effets d’impôt (17) - (17) (20) - (20)
Juste valeur des coûts de couverture (écart de base entre
monnaies)
Juste valeur des coûts de couverture (écart de base entre monnaies) -
17.5 (175) - (175) 31 - 31
variation brute
Juste valeur des coûts de couverture (écart de base entre monnaies) -
45 - 45 (8) - (8)
effets d'impôt
Écarts de conversion des entités contrôlées (1 528) (258) (1 786) 727 264 991
Quote-part des éléments recyclables en résultat des entreprises
(507) (3) (510) 113 1 114
associés et des coentreprises
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres recyclables en résultat (699) (309) (1 008) 1 640 259 1 899
Juste valeur des titres de capitaux propres
Juste valeur des titres de capitaux propres – variation brute 17.1.2 5 - 5 2 - 2
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 – variation brute 15.1.2 916 - 916 529 52 581
Écarts actuariels sur les avantages postérieurs à l’emploi – effets d’impôt (236) - (236) (140) (15) (155)
Quote-part des éléments non recyclables en résultat des
42 - 42 17 - 17
entreprises associés et des coentreprises
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres non
727 - 727 408 37 445
recyclables en résultat
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres 28 (309) (281) 2 048 296 2 344
RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ 5 503 (127) 5 376 9 087 602 9 689
dont résultat global des activités poursuivies 5 503 (127) 5 376 9 087 602 9 689
dont résultat global des activités en cours de cession - - - - - -




Page 35 sur 79
Bilan consolidé

ACTIF
Notes 30/06/2025 31/12/2024
(en millions d’euros)
Goodwill 10.1 7 057 7 108
Autres actifs incorporels 10.1 13 381 12 567
Immobilisations de production, autres immobilisations corporelles et actifs au titre du droit
10.2 110 718 108 100
d’utilisation
Immobilisations en concessions de distribution publique d’électricité en France 10 69 962 68 663
Immobilisations en concessions des autres activités 10 6 607 6 616
Participations dans les entreprises associées et les coentreprises 11 9 405 10 167
Actifs financiers non courants 17.1 55 189 55 951
Autres débiteurs non courants 12.3 2 187 1 979
Impôts différés actifs 9 3 311 4 553
Actif non courant 277 817 275 704
Stocks 18 341 19 248
Clients et comptes rattachés 12.2 19 438 24 139
Actifs financiers courants 17.1 34 434 26 739
Actifs d’impôts courants 610 834
Autres débiteurs courants 12.3 9 671 10 355
Trésorerie et équivalents de trésorerie 18.2 10 728 7 597
Actif courant 93 222 88 912
Actifs détenus en vue de leur vente 3.2 88 589
TOTAL DE L’ACTIF 371 127 365 205



CAPITAUX PROPRES ET PASSIF
Notes 30/06/2025 31/12/2024
(en millions d’euros)
Capital 13 2 084 2 084
Réserves et résultats consolidés 63 863 60 771
Capitaux propres – part du Groupe 65 947 62 855
Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle 13.4 10 896 11 029
Total des capitaux propres 13 76 843 73 884
Provisions liées à la production nucléaire – Aval du cycle, déconstruction des centrales et
14 67 471 68 829
derniers cœurs
Provisions pour avantages du personnel 15 16 334 17 284
Autres provisions 16 6 243 6 022
Provisions non courantes 90 048 92 135
Passifs spécifiques des concessions de distribution publique d’électricité en France 50 899 50 603
Passifs financiers non courants 17.2 77 674 71 096
Autres créditeurs non courants 12.5 5 621 6 039
Impôts différés passifs 1 567 1 070
Passif non courant 225 809 220 943
Provisions courantes 14, 15 et 16 7 523 6 920
Fournisseurs et comptes rattachés 12.4 17 389 19 466
Passifs financiers courants 17.2 19 224 18 888
Dettes d’impôts courants 356 351
Autres créditeurs courants 12.5 23 956 24 631
Passif courant 68 448 70 256
Passifs détenus en vue de leur vente 3.2 27 122
TOTAL DES CAPITAUX PROPRES ET DU PASSIF 371 127 365 205




Page 36 sur 79
Tableau de flux de trésorerie consolidé
(en millions d'euros) Notes S1 2025 S1 2024
Opérations d'exploitation :
Résultat net consolidé 5 657 7 345
Résultat net des activités en cours de cession - -
Résultat net des activités poursuivies 5 657 7 345
Pertes de valeur / (reprises) 185 276
Amortissements, provisions et variations de juste valeur 7 792 6 707
Produits et charges financiers 392 759
Dividendes reçus des entreprises associées et des coentreprises 414 83
Plus ou moins-values de cession (48) 184
Impôt sur les résultats 2 304 2 466
Quote-part du résultat net des entreprises associées et des coentreprises (252) (178)
Variation du besoin en fonds de roulement 12.1 2 944 (706)
Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation 19 388 16 936
Frais financiers nets décaissés(1) (964) (1 171)
Impôts sur le résultat payés (817) (2 094)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation poursuivies 17 607 13 671
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation en cours de cession - -
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation 17 607 13 671
Opérations d'investissement :
Investissements en titres de participation déduction faite de la trésorerie acquise (143) (503)
Cessions de titres de participation déduction faite de la trésorerie cédée 876 109
Investissements incorporels et corporels(2) (12 021) (11 421)
Produits de cessions d'immobilisations incorporelles et corporelles 131 66
Variations d'actifs financiers 17.1.2 (9 346) (1 577)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement poursuivies (20 503) (13 326)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement en cours de cession - -
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement (20 503) (13 326)
Opérations de financement :
Augmentation de capital EDF - -
Transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle(3) 66 991
Distributions versées par EDF 13.2 (2 000) -
Dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle (279) (429)
Flux de trésorerie avec les actionnaires (2 213) 562
Émissions d'emprunts 17.2.2.1 12 534 13 777
Remboursements d'emprunts(4) 17.2.2.1 (3 740) (16 144)
Émissions de titres subordonnés à durée indéterminée (TSDI) - -
Rémunérations versées aux porteurs de titres subordonnés à durée indéterminée 13.3 (212) (307)
Participations reçues sur le financement d’immobilisations en concession et subventions
155 192
d'investissements reçues
Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement 8 737 (2 482)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement poursuivies 6 524 (1 920)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement en cours de cession - -
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement 6 524 (1 920)
Flux de trésorerie des activités poursuivies 3 628 (1 575)
Flux de trésorerie des activités en cours de cession - -
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 3 628 (1 575)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L’OUVERTURE 7 597 10 775
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 3 628 (1 575)
Variations de change (461) 97
Autres variations non monétaires (36) (59)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE 10 728 9 238
(1) Au 30 juin 2025, les « produits financiers sur disponibilité et équivalents de trésorerie » qui étaient présentés de façon distincte dans les éléments en rapprochement sont
reclassés au sein des « frais financiers nets décaissés » pour un montant de 184 millions d'euros (156 millions d'euros au 30 juin 2024). L'information comparative 2024 a été
retraitée en conséquence.
(2) Les investissements incorporels et corporels comprennent (10 085) millions d'euros d'acquisitions d'immobilisations corporelles ((9 663) millions d'euros en 2024), (1 145) millions
d'euros d'acquisitions d'immobilisations incorporelles ((1 151) millions d'euros en 2024) et (790) millions d'euros de variations des dettes fournisseurs d'immobilisations ((606)
millions d'euros en 2024).
(3) Comprenaient en 2024 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.
(4) Dont (1 250) millions d'euros au titre du rachat des TSDI sur le premier semestre 2025 (sans équivalent sur le premier semestre 2024).




Page 37 sur 79
Variation des capitaux propres consolidés
La variation des capitaux propres du 1er janvier au 30 juin 2025 se présente comme suit :


Écarts de Capitaux propres
réévaluation Autres attribuables aux
des instruments réserves Capitaux participations ne Total
Écarts de financiers (OCI consolidées propres part donnant pas le capitaux
(en millions d'euros) Capital conversion recyclable)(1) et résultats(2) du Groupe contrôle propres
CAPITAUX PROPRES AU 31/12/2024 2 084 1 579 (357) 59 549 62 855 11 029 73 884
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres - (2 015) 1 316 727 28 (309) (281)
Résultat net - - - 5 475 5 475 182 5 657
Résultat global consolidé - (2 015) 1 316 6 202 5 503 (127) 5 376
Rémunération des titres subordonnés à durée
- - - (212) (212) (212)
indéterminée (TSDI)
Émissions / rachats TSDI - - - - - - -
Distributions versées par EDF - - - (2 000) (2 000) - (2 000)
Dividendes distribués - - - - - (298) (298)
Autres variations(3) - - (4) (195) (199) 292 93
CAPITAUX PROPRES AU 30/06/2025 2 084 (436) 955 63 344 65 947 10 896 76 843
(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 2025, au Royaume-Uni, l'augmentation
du pourcentage de détention du groupe EDF dans le projet Hinkley Point C (74,89 % au 30 juin 2025 et 72,60 % au 31 décembre 2024).


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


Écarts de Capitaux propres
réévaluation Autres attribuables aux
des instruments réserves Capitaux participations ne Total
Écarts de financiers (OCI consolidées propres part donnant pas le capitaux
(en millions d'euros) Capital conversion recyclable) et résultats
(1) (2)
du Groupe contrôle propres
CAPITAUX PROPRES AU 31/12/2023 2 084 (19) (1 732) 51 835 52 168 11 951 64 119
Total des gains et pertes comptabilisés en capitaux propres - 833 807 408 2 048 296 2 344
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 durée
- - - (307) (307) - (307)
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.




Page 38 sur 79
Sommaire de l'annexe aux comptes consolidés
NOTE 1 Référentiel comptable du Groupe 40 NOTE 12 Besoin en fonds de roulement (BFR) 57
Déclaration de conformité et référentiel comptable Composition et variation du besoin en fonds de
1.1 40 12.1 57
du Groupe roulement
1.2 Évolutions du référentiel comptable 40 12.2 Clients et comptes rattachés 57
1.3 Jugements et estimations de la Direction du Groupe 40 12.3 Autres débiteurs 58
Méthodes d'évaluation spécifiques aux arrêtés 12.4 Fournisseurs et comptes rattachés 58
1.4 40
intermédiaires 12.5 Autres créditeurs 59

NOTE 2 Synthèse des faits marquants 41 NOTE 13 Capitaux propres 60

NOTE 3 Périmètre de consolidation 42 13.1 Capital social 60
13.2 Distributions de l'émetteur 60
3.1 Évolutions du périmètre de consolidation 42
13.3 Titres subordonnés à durée indéterminée 60
3.2 Actifs et passifs détenus en vue de leur vente 42
Participations ne donnant pas le contrôle (intérêts
3.3 Parties liées 42 13.4 60
minoritaires)
NOTE 4 Informations sectorielles 43
NOTE 14 Provisions liées à la production
61
nucléaire et actifs dédiés
NOTE 5 Excédent brut d’exploitation 44
14.1 Provisions nucléaires en France 62
5.1 Chiffre d’affaires 45
14.2 Actifs dédiés d’EDF 64
5.2 Achats de combustible et d’énergie 47
Situation de couverture des obligations nucléaires de
5.3 Impôts et taxes 47 14.3 65
long terme d’EDF
5.4 Autres produits et charges opérationnels 48
NOTE 15 Provisions pour avantages
NOTE 6 Variations nettes de juste valeur sur 66
du personnel
instruments dérivés énergie
48 15.1 Provisions pour avantages du personnel du Groupe 66
et matières premières hors activités
de trading 15.2 Hypothèses actuarielles 67

NOTE 7 Autres produits et charges NOTE 16 Autres provisions 68
48
d’exploitation 16.1 Autres provisions pour déconstruction 68
16.2 Autres provisions 68
NOTE 8 Résultat financier 49
8.1 Coût de l'endettement financier brut 49
NOTE 17 Actifs et passifs financiers 70

8.2 Effet de l'actualisation 49 17.1 Actifs financiers 70
8.3 Autres produits et charges financiers 49 17.2 Passifs financiers 72
17.3 Lignes de crédit non utilisées 74
NOTE 9 Impôts sur les résultats 49
17.4 Juste valeur des emprunts et dettes financières 74

NOTE 10 Actifs immobilisés 50 Variation de juste valeur des instruments financiers
17.5 74
de couverture
10.1 Goodwill et autres actifs incorporels 50
10.2 Immobilisations corporelles 52 NOTE 18 Indicateurs financiers 75
10.3 Pertes de valeur et reprises 54 18.1 Résultat net courant 75
18.2 Endettement financier net 75
NOTE 11 Participations dans les entreprises
55
associées et les coentreprises NOTE 19 Passifs et actifs éventuels 76
11.1 Coentreprise de Transport d’Électricité (CTE) 55 19.1 Contrôles fiscaux 76
11.2 Taishan 55 19.2 Contentieux ARENH – Force majeure 76
11.3 Sizewell C 55 19.3 Edison 76
11.4 Autres participations 56 19.4 Arbitrage Venture Global 76

NOTE 20 Engagements hors bilan 77
20.1 Engagements donnés 77
20.2 Engagements reçus 79

NOTE 21 Événements postérieurs à la clôture 79




Page 39 sur 79
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 2025.
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 2025 ont été établis sous la responsabilité du Conseil d’administration, qui les a arrêtés en date
du 24 juillet 2025.


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, les comptes consolidés du semestre clos le 30 juin 2025 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 2025. 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 2024.
Les comptes consolidés du Groupe sont présentés en millions d’euros. 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.
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 2024.

1.2 Évolutions du référentiel comptable
Amendements de la norme IAS 21 - Effets des variations des taux de change – Absence de convertibilité
Applicable à compter du 1er janvier 2025, cet amendement apporte des indications pour déterminer si une monnaie est échangeable contre une autre
monnaie ainsi que le taux de change à retenir lorsqu’elle ne l’est pas et précise les informations à communiquer dans ce contexte.
L’application de cet amendement n’entraîne pas d’impacts significatifs sur les comptes du Groupe au 30 juin 2025.
Par ailleurs, le Groupe n’a pas appliqué par anticipation les normes et amendements publiés par l’IASB d’application non obligatoire au 1er janvier 2025 au
sein de l’Union européenne.

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 2024.

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 et autres éléments exceptionnels affectant significativement la charge d’impôt sur le résultat.



Page 40 sur 79
Note 2 Synthèse des faits marquants
Les principaux évènements et transactions significatifs du premier semestre 2025 du Groupe sont les suivants :
● Développements dans le nucléaire :
> EPR de Flamanville 3 : le couplage de l'unité de production a été réalisé le 21 décembre 2024. Le 31 janvier 2025, l'ASNR a donné son
autorisation pour le franchissement du palier de 25 % de Puissance Nominale. Depuis, la tranche a poursuivi la séquence d’essais de
montée en puissance et a franchi le palier de 60 % de Puissance Nominale le 30 mai 2025. Le franchissement du palier de 80 % fera
également l'objet d'une autre autorisation préalable de l'ASNR. Ainsi, la montée en puissance par palier de l'EPR va se poursuivre en
2025 jusqu'à l'atteinte de 100 % de Puissance Nominale (voir note 10.2),
> EPR 2 : la revue de maturité technique et la consolidation des coûts à terminaison du programme se poursuivent et le Conseil
d’administration d’EDF du 19 juin 2025 a validé les principes du financement des six réacteurs EPR2 agréés avec l’État qui prévoient un
cofinancement du programme entre l’État et EDF et des mesures de soutien public (voir note 10.1),
> Sizewell C : EDF a signé un accord pour son investissement dans le projet Sizewell C pour un montant maximum de 1,1 milliard de livres sterling
qui devrait se faire progressivement pendant la période de construction à partir de l’automne. EDF détiendra une participation de 12,5 % dans le
capital de Sizewell C (voir note 11.3 et cf. communiqué de presse du Groupe du 22 juillet 2025).
● Politique commerciale : EDF est pleinement engagée dans le déploiement de sa politique commerciale qui vise à offrir un plus large
choix de contrats d’électricité bas carbone de moyen et long terme pour réduire l’exposition des clients à la volatilité des prix sur les
marchés de gros (cf. communiqué de presse du Groupe du 6 mars 2025). Dans ce contexte :
> EDF et Aluminium Dunkerque ont signé le 15 mai 2025 un protocole d’accord fixant les principes d’un contrat d’approvisionnement en
électricité sur 10 ans (cf. communiqué de presse du Groupe du 15 mai 2025),
> EDF et le groupe Marcegaglia ont signé le 24 juin 2025 une lettre d’intention pour un contrat d’approvisionnement électrique du futur
site de Fos-sur-Mer pour au moins 10 ans qui correspond à 50% des besoins de l’ensemble du site. Cette lettre d’intention préfigure le
contrat d’allocation de production nucléaire qui serait finalisé à la fin de l’été (cf. communiqué de presse du Groupe du 24 juin 2025).
● Énergies renouvelables :
EDF Renouvelables(1) a annoncé la mise en service complète du premier parc éolien flottant français, Provence Grand Large, situé au large du
golfe de Fos (Bouches-du-Rhône) qui dispose d'une puissance de 25 MW (cf. communiqué de presse du Groupe du 5 juin 2025).
● Opérations de financement :
Le Groupe a procédé à plusieurs émissions d'obligations sur le premier semestre 2025 pour un montant total de 7 445 millions d'euros dont
3 615 millions d'euros d'émissions vertes (voir note 17.2.2).




(1) La marque EDF Renouvelables est renommée EDF power solutions depuis le 17 juin 2025.



Page 41 sur 79
Note 3 Périmètre de consolidation
3.1 Évolutions du périmètre de consolidation

Évolutions du périmètre sur le premier semestre 2025
Sur le premier semestre 2025, le Groupe connaît les variations de périmètre de consolidation suivantes :
● la cession le 3 mars 2025 par Edison des actifs de stockage de gaz (Stoccaggio) à la Snam SpA pour un montant de 565 millions d'euros. Depuis
le 31 décembre 2023, les actifs et passifs correspondants étaient classés en actifs et passifs détenus en vue de la vente (cf. communiqué de
presse d'Edison du 3 mars 2025 et note 3.2) ;
● les acquisitions par Framatome le 31 mars 2025 de Segault SAS et Velan SAS (renommée Valserve SAS), sociétés spécialisées dans la conception,
la fabrication et la maintenance de robinetterie de réacteurs nucléaires (cf. communiqués de presse de Framatome du 31 mars 2025) ;
● le rapprochement au 1er avril 2025 des activités de trading au Japon des groupes JERA et EDF Trading sous l'égide de JERA Global Markets,
la co-entreprise détenue à 33% par EDF Trading (cf. communiqué de presse d'EDF Trading du 27 mars 2025) ;
● la sortie du périmètre de consolidation au 31 mai 2025 de Shandong Zhonghua Power Company, qui était détenue à 19,6 % et mise en équivalence,
suite au transfert des titres à China Energy Investment Group. Cette opération n'a pas d'impact significatif dans les comptes du Groupe ;
● la sortie du périmètre de consolidation au 30 juin 2025 de Mekong Energy Company Ltd. (MECO), qui était détenue à 56,25 % et
consolidée en intégration globale, à la suite de la fin du contrat de concession le 4 février 2025. Cette opération n'a pas d'impact
significatif dans les comptes du Groupe.

Évolutions attendues postérieures au 30 juin 2025
● le 11 avril 2025, Edison a signé un accord avec HELLENiQ Energy Holdings S.A concernant la vente d'Elpedison BV, détenue à 50 % et mise
en équivalence dans les comptes du Groupe. La cession, qui a été finalisée le 15 juillet 2025, met fin à la coentreprise après plus de 15 ans de
développement en commun. Le prix de la transaction atteint un montant d'environ 200 millions d'euros pour la part détenue par Edison et
environ 540 millions d'euros pour la valeur totale d'Elpedison (cf. communiqué de presse d'Edison du 15 juillet 2025) ;
● EDF Energy a déposé une offre publique d'achat (OPA) amicale en numéraire pour racheter les parts restantes de Pod Point qu'elle ne
détient pas encore (soit environ 47 % du capital). Le Conseil d'administration de Pod Point a approuvé les termes de cette offre et
l'opération devrait être finalisée sur le second semestre 2025.

Évolutions du périmètre sur l'exercice 2024
En 2024, le Groupe a connu les principales évolutions de périmètre suivantes :
● l'acquisition le 31 mai 2024 des activités nucléaires de GE Steam Power. Ce sous-groupe est consolidé en intégration globale sous la
dénomination Arabelle Solutions au sein du secteur « Industrie et Services » ;
● la perte de contrôle de Sizewell C (Holding) Ltd qui est mise en équivalence depuis le 31 décembre 2024. La société était précédemment
contrôlée et consolidée en intégration globale.

3.2 Actifs et passifs détenus en vue de leur vente

(en millions d'euros) 30/06/2025 31/12/2024
ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LEUR VENTE 88 589
Immobilisations corporelles et incorporelles - 417
Autres actifs courants(1) 88 172
PASSIFS LIÉS AUX ACTIFS DÉTENUS EN VUE DE LEUR VENTE 27 122
Provisions et autres passifs non courants 27 100
Autres passifs courants(1) - 22
(1) Les autres actifs et passifs courants sont composés d'éléments du besoin en fonds de roulement.


L'évolution sur le premier semestre 2025 est liée à la cession des actifs de stockage gaz au sein d'Edison en Italie (Stoccaggio).

3.3 Parties liées
La nature des opérations avec les parties liées n’a pas connu d’évolution significative depuis le 31 décembre 2024. 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.




Page 42 sur 79
Note 4 Informations sectorielles
L'information sectorielle est présentée conformément à la norme IFRS 8 « Secteurs opérationnels ».
Au 30 juin 2025, l'information sectorielle du Groupe a évolué pour refléter la nouvelle organisation d’EDF power solutions mise en œuvre au
cours du premier semestre. Celle-ci vise à rapprocher, sous la même direction, les équipes et activités de la Direction Internationale et d'EDF
Renouvelables au sein d’une gouvernance unique. L’information sectorielle du Groupe a été modifiée dans les comptes consolidés au
30 juin 2025 comme suit :
● création d’un nouveau secteur opérationnel « EDF power solutions », rapprochant l’ancien secteur opérationnel « EDF Renouvelables »
ainsi que les entités transférées ou devant être transférées qui se trouvaient auparavant au sein du secteur « Autres international » ;
● les activités résiduelles du segment « Autres International » (essentiellement en Chine) sont désormais présentées au sein du secteur
« Autres » car leurs agrégats ne dépassent pas les seuils précisés par IFRS 8. Pour rappel, le secteur « Autres » inclut principalement les
activités de trading (EDF Trading), les activités « Gaz » du Groupe et d'EDF Investissements Groupe.
L'information au 30 juin 2024 a été retraitée selon cette nouvelle présentation pour permettre la comparabilité des données.
Les données sectorielles s'entendent avant élimination intersecteurs.

4.1.1 Au 30 juin 2025

France – Activités France – EDF
de production et Activités Industrie Royaume power Éliminations
(en millions d’euros) commercialisation régulées et Services -Uni Italie solutions Dalkia Autres(1) intersecteurs Total

Compte de résultat :
Chiffre d’affaires externe 21 035 11 370 1 571 8 633 9 109 2 209 2 692 2 817 - 59 436
Chiffre d’affaires intersecteurs 1 181 28 1 354 13 207 461 385 320 (3 949) -
CHIFFRE D’AFFAIRES 22 216 11 398 2 925 8 646 9 316 2 670 3 077 3 137 (3 949) 59 436
AUTRES CONSOMMATIONS EXTERNES ET
(4 878) (2 702) (2 468) (990) (670) (1 180) (1 688) (190) 979 (13 787)
CHARGES DE PERSONNEL
EXCÉDENT BRUT D’EXPLOITATION 7 327 4 112 284 1 334 743 611 249 1 008 (198) 15 470
RÉSULTAT D’EXPLOITATION 4 628 2 168 23 954 425 (18) 97 883 (198) 8 962
Bilan :
GOODWILL 128 223 2 094 3 486 141 247 626 112 - 7 057
IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ET CORPORELLES 67 508 75 781 4 003 28 855 5 663 15 582 2 739 537 - 200 668
INVESTISSEMENTS CORPORELS ET INCORPORELS (3 938) (3 524) (228) (2 933) (263) (917) (202) (16) - (12 021)
TOTAL ACTIF 223 963 76 086 7 546 18 320 3 356 13 376 5 434 23 046 - 371 127
EMPRUNTS ET DETTES FINANCIÈRES 100 248 7 098 1 030 8 450 1 195 14 231 2 198 25 454 (72 447) 87 457
(1) Le chiffre d’affaires du secteur opérationnel « Autres » inclut la marge trading réalisée par EDF Trading pour 746 millions d’euros.


4.1.2 Au 30 juin 2024

France – Activités France – EDF
de production et Activités Industrie Royaume power Éliminations
(en millions d’euros) commercialisation régulées et Services -Uni Italie solutions Dalkia Autres(1) intersecteurs Total

Compte de résultat :
Chiffre d’affaires externe 24 647 10 450 1 009 9 035 7 159 2 825 2 597 2 478 - 60 200
Chiffre d’affaires intersecteurs 1 597 17 1 182 13 9 492 346 258 (3 914) -
CHIFFRE D’AFFAIRES 26 244 10 467 2 191 9 048 7 168 3 317 2 943 2 736 (3 914) 60 200
AUTRES CONSOMMATIONS EXTERNES ET
(4 828) (2 629) (1 752) (931) (707) (1 112) (1 720) (203) 821 (13 061)
CHARGES DE PERSONNEL
EXCÉDENT BRUT D’EXPLOITATION 10 311 2 822 325 1 989 993 1 037 230 1 205 (224) 18 688
RÉSULTAT D’EXPLOITATION 4 541 961 159 1 548 337 565 21 1 738 (224) 9 646
Bilan :
GOODWILL 135 223 2 452 5 049 143 251 630 124 - 9 007
IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ET CORPORELLES 64 445 72 367 3 157 26 163 5 653 16 590 2 452 454 - 191 281
INVESTISSEMENTS CORPORELS ET INCORPORELS 3 787 2 792 148 3 127 222 1 190 137 18 - 11 421
TOTAL ACTIF 214 144 73 844 6 309 18 576 3 450 15 915 5 012 24 087 - 361 337
EMPRUNTS ET DETTES FINANCIÈRES 96 051 6 722 708 7 488 2 094 13 493 2 049 21 740 (63 973) 86 372
(1) Le chiffre d’affaires du secteur opérationnel « Autres » inclut la marge trading réalisée par EDF Trading pour 1 130 millions d’euros.




Page 43 sur 79
Note 5 Excédent brut d’exploitation

(en millions d'euros) Notes S1 2025 S1 2024
Chiffre d’affaires 5.1 59 436 60 200
Achats de combustible et d’énergie 5.2 (30 361) (27 857)
Services extérieurs (8 709) (9 018)
Autres achats (hors services extérieurs, combustible et énergie) (2 509) (2 216)
Production stockée et immobilisée 6 163 6 390
(Dotations) et reprises de provisions sur autres consommations externes 159 143
Autres consommations externes (4 897) (4 701)
Charges de personnel (8 890) (8 360)
Impôts et taxes 5.3 (2 632) (3 062)
Autres produits et charges opérationnels 5.4 2 814 2 468
EXCÉDENT BRUT D’EXPLOITATION 15 470 18 688


L’excédent brut d’exploitation (EBE) du Groupe s’élève à 15 470 millions d’euros à fin juin 2025, soit une diminution de (3 218) millions d’euros
(-17 %) par rapport au premier semestre 2024.
Retraité des effets change et périmètre, l’EBE du Groupe connaît une diminution organique de (3 138) millions d’euros. Cette évolution
concerne principalement les secteurs suivants :
● sur le secteur France – Activités de production et commercialisation, la diminution organique de l’EBE de (2 984) millions d’euros
s'explique principalement par des effets prix défavorables dans un contexte de baisse des prix de marché, accentuée par une moindre
production hydraulique (-4,8 TWh). La production nucléaire est quant à elle en augmentation (+4,4 TWh).
● concernant le secteur France – Activités régulées, l'augmentation organique de 1 290 millions d’euros provient essentiellement d'Enedis
principalement en lien avec la hausse des tarifs d'acheminement (TURPE) de +4,81 % au 1er novembre 2024 et +7,7 % au 1er février 2025.
● l’EBE du secteur Royaume-Uni, affiche une diminution organique de (658) millions d’euros en raison principalement d’une baisse des prix
de vente réalisés pour l'électricité d'origine nucléaire et dans une moindre mesure, d'une baisse des marges dans les activités de
commercialisation auprès des moyennes et grandes entreprises en lien avec la baisse des prix de marché court terme.
● sur le secteur EDF power solutions, la diminution organique de (394) millions d’euros au premier semestre 2025 s’explique
principalement par de moindres résultats de développement-vente d'actifs structurés (DVAS), par une diminution de l’EBE de Luminus,
ainsi que par la fin du contrat Power Purchase Agreement attaché à la centrale d’EDF Norte Fluminense au Brésil.
● concernant le secteur Autres, la diminution organique de (197) millions d’euros s'explique principalement par la baisse de marge trading
dans un contexte de recul des prix et des volatilités sur les marchés de gros, partiellement compensée par la reprise de provision sur
contrats onéreux liés aux activités gazières du Groupe.
● sur le secteur Italie, la diminution organique de (237) millions d’euros provient principalement d’une baisse de la marge du portefeuille des
contrats gaz (contrats d’approvisionnement et portefeuille clients).




Page 44 sur 79
5.1 Chiffre d’affaires

5.1.1 Évolutions réglementaires


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 2024.

Tarifs réglementés de ventes d’électricité en France (TRVE – Tarifs bleus)
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 2024 et le premier semestre 2025 est affectée par les mouvements
tarifaires présentés dans le tableau ci-dessous :

Date de la délibération Évolution des tarifs bleus Évolution des tarifs bleus non Date de la décision Date de mise
de la CRE résidentiels en TTC et HT résidentiels en TTC et HT tarifaire en œuvre
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
15/01/2025 - 15 % TTC (- 22,61 % HT) - 15,06 % TTC (- 22,67 % HT) 28/01/2025 01/02/2025
19/06/2025 - 0,39 % TTC (- 1,27 % HT) + 0,07 % TTC (- 0,76 % HT) à venir(1) 01/08/2025
(1) Sous réserve d'approbation.

Dans une délibération du 15 janvier 2025, la CRE a proposé une baisse moyenne HT de 22,61 % des tarifs bleus résidentiels et une
baisse moyenne de 22,67 % des tarifs bleus non résidentiels à compter du 1er février 2025. Cette proposition a été suivie par la décision
tarifaire du 28 janvier 2025. Par ailleurs, un arrêté du 20 décembre 2024 a précisé les niveaux d’accise applicables à partir du
1er février 2025. Le cumul de ces évolutions a conduit à une baisse moyenne TTC de 15 % des tarifs bleus résidentiels et de 15,06 % des
tarifs bleus non résidentiels.
Dans une délibération du 16 janvier 2025, la CRE a proposé les barèmes de prix des tarifs jaunes et verts applicables aux sites de puissance
souscrite supérieure à 36 kVA. Ces barèmes sont construits, comme pour les sites de puissances inférieures, par application de la méthode
de construction “par empilement” des coûts, dont les principes sont décrits aux articles L.337-6 et R.337-19 du Code de l’énergie.
Dans une délibération du 19 juin 2025, la CRE a proposé une baisse moyenne de 1,27 % HT des tarifs bleus résidentiels et une baisse moyenne de
0,76 % HT des tarifs bleus non résidentiels à compter du 1er août 2025. Ces baisses sont induites par la baisse du TURPE au 1er août 2025 (voir ci-
dessous). Les évolutions TTC qui en résultent sont respectivement de -0,39 % TTC et de +0,07 % TTC compte tenu du passage de la TVA de
5.5 % à 20 % sur les abonnements et du passage de l’accise de 33,70 €/MWh à 29,98 €/MWh à compter du 1er août 2025.

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 et 7 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 a proposé 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, 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 a proposé une hausse du niveau moyen du TURPE Transport, sans impact sur
l’EBE du Groupe, de + 4,99 % au 1er août 2024. Pour rappel, l’évolution était de + 6,69 % au 1er août 2023, 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.
Dans sa délibération 2025-08 du 15 janvier 2025, la CRE a proposé une hausse exceptionnelle du niveau moyen du TURPE Distribution
de + 7,7 % au 1er février 2025. Cette évolution vise à anticiper l’apurement du CRCP (Compte de Régularisation des Charges et Produits)
d’Enedis constitué lors des premières années de TURPE 6. Cette anticipation a vocation à ne pas faire évoluer le niveau du TURPE 7
Distribution lors de son entrée en vigueur au 1er août 2025 pour une durée de quatre ans.
La CRE a publié le 13 mars 2025 sa délibération n°2025-78 portant décision sur le TURPE 7 Distribution. La CRE y fixe un niveau de
marge sur actif de 2,5 %, une rémunération complémentaire des capitaux propres de 2,9 % et une rémunération des emprunts
financiers de 2,1 % pour la période TURPE 7. Toutefois, du fait du transfert du FACÉ (Fonds d’Amortissements des Charges
d’Électrification) des charges du TURPE au budget de l’État, le TURPE Distribution diminuera de 1,92 % au 1er août 2025.
De même pour le TURPE Transport, la CRE a proposé un mouvement exceptionnel de + 9,61 % au 1er février 2025 dans sa délibération
2025-09 du 15 janvier 2025.




Page 45 sur 79
La CRE a publié le 13 mars 2025 sa délibération n°2025-77 portant décision sur le TURPE 7 Transport. La CRE y fixe un taux de
rémunération de la Base d’Actifs Régulés de 5 % avant impôt. Elle retient en outre une prime de rémunération complémentaire
spécifique de 0,5 % pour les actifs constitutifs de raccordement des parcs éoliens en mer du fait d’une complexité et de risques
supérieurs au reste de l’activité de RTE.

Accès régulé à l'énergie nucléaire historique (ARENH)
Dispositif général
Le dispositif d’Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire Historique (ARENH) est mis en œuvre depuis 2011 et jusqu'au 31 décembre 2025 pour
permettre aux fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité à EDF pour l’approvisionnement de leurs clients finals, après signature
d’un accord-cadre, à un prix régulé et pour des volumes déterminés conformément aux dispositions prévues par le Code de l’énergie.
Ce dispositif est aussi accessible aux gestionnaires de réseau pour leurs pertes.
Le prix de l’ARENH, déterminé par les ministres chargés de l’Énergie et de l’Économie sur proposition de la CRE, est fixé à 42 €/MWh
depuis janvier 2012. Il comprend la livraison de l’électricité et intègre depuis 2017 des garanties de capacité associées.
Le volume global maximal d’ARENH pouvant être cédé en vertu de la loi aux fournisseurs en faisant la demande pour couvrir le besoin
de leurs clients finals est fixé par arrêté dans la limite d’un plafond légal.

Cadre de marché post ARENH
Afin d’assurer une protection aux clients en cas de prix élevés, le nouveau cadre, tel qu’il est désormais défini par l’article 17 de la loi de
finances pour 2025, prévoit le versement par EDF d’une contribution correspondant à une quote-part des revenus énergie annuels nets
des centrales nucléaires historiques imputables à l’utilisation du combustible nucléaire, lorsque ceux-ci viendraient à excéder un certain
niveau (« versement nucléaire universel »). Plus précisément, le dispositif est articulé autour de deux seuils à partir desquels s’opèrent
les contributions sur les revenus du parc nucléaire : un seuil de taxation et un seuil d’écrêtement, donnant lieu respectivement à deux
taux de contribution de 50 % et 90 %. Ces seuils seront fixés par arrêtés ministériels, à partir des coûts complets de production
d’électricité du parc historique évalués par la CRE, majorés d’un montant compris entre 5 €/MWh et 25 €/MWh pour le seuil de
taxation et, entre 35 €/MWh et 55 €/MWh pour le seuil d’écrêtement. Ces seuils seront fixés par période triennale.
Le décret encadrant la méthodologie d’évaluation de ces coûts sera examiné par le Conseil supérieur de l’énergie le 24 juillet 2025,
avant son passage en Conseil d’État. La CRE devrait publier en septembre la mise à jour des coûts complets de production du parc
historique, nécessaire à la mise en place du dispositif post ARENH qui sera précisé par arrêtés ministériels.

Mécanisme de capacité
Pour l'année de livraison 2026, sept sessions de marché se sont tenues avec les résultats suivants : 15,5 €/kW en avril, 6,1 €/kW en
septembre, 3,5 €/kW en octobre, 2,5 €/kW en décembre, 3,2 €/kW en mars, 3,6 €/kW en mai et 3,3 €/kW en juin.



5.1.2 Composition du chiffre d’affaires

(en millions d’euros) S1 2025 S1 2024
France – Activités de production et commercialisation 21 035 24 647
France – Activités régulées 11 370 10 450
Industrie et Services 1 571 1 009
Royaume-Uni 8 633 9 035
Italie 9 109 7 159
EDF power solutions 2 209 2 825
Dalkia 2 692 2 597
Autres 2 817 2 478
CHIFFRE D’AFFAIRES 59 436 60 200


Le chiffre d'affaires du Groupe s’élève à 59 436 millions d’euros à fin juin 2025, soit une diminution de (764) millions d’euros (-1,3 %) par
rapport au premier semestre 2024.
Retraité des effets de change et périmètre, le chiffre d’affaires du premier semestre 2025 est en baisse de (1 007) millions d'euros, soit
- 1,7 %, principalement du fait de l’évolution des prix de l’électricité.

Production et commercialisation
Le chiffre d’affaires du secteur France – Activités de production et commercialisation est en baisse organique de
(3 612) millions d’euros, soit -14,7 % Cette variation s’explique principalement par la baisse des prix de vente aux clients au TRVE et en offres
de marché, 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 EDF power solutions est en baisse organique de (559) millions soit -19,8 % par rapport au premier
semestre 2024. Cette diminution s’explique principalement par la fin du contrat Power Purchase Agreement attaché à la centrale d’EDF
Norte Fluminense au Brésil, ainsi que l’expiration du contrat de concession au Vietnam, dont les actifs ont été transférés au gouvernement à
compter du 4 février 2025. Elle résulte également de la baisse du chiffre d’affaires en Belgique en lien avec une baisse des volumes
contractés (BtoB). Cela est en partie compensé par une hausse des activités Renouvelables en lien avec les mises en services de parcs.
Le chiffre d'affaires du secteur Royaume-Uni est en baisse organique de (474) millions d'euros, soit -5,2 % par rapport au premier semestre
2024. Cette variation est principalement liée à l’impact de la baisse des prix de l’énergie sur les tarifs de vente aux clients.



Page 46 sur 79
Le chiffre d’affaires de l'Italie est en hausse organique de 1 970 millions d’euros, soit +27,5 % par rapport au premier semestre 2024. Cette
évolution porte essentiellement sur l'activité gaz pour 1 369 millions d'euros en lien avec la hausse des prix et des volumes vendus et sur
l'activité électricité pour 803 millions d'euros, attribuable à la hausse des volumes.

Services
Le chiffre d’affaires du secteur Industrie et Services est en hausse organique de 320 millions d’euros soit +31,7 % par rapport au premier
semestre 2024. Cette progression résulte de l’augmentation du chiffre d’affaires de Framatome, portée par le développement des projets
liés au nouveau nucléaire en France et au Royaume-Uni, notamment le projet Sizewell C.
Les activités de services de Dalkia contribuent à hauteur de 90 millions d’euros à la croissance organique du chiffre d’affaires des services
énergétiques du Groupe. Cette progression s’explique principalement par le dynamisme de l’activité commerciale, tant en France qu’à
l’international, ainsi que par la hausse des prix du gaz.

Distribution
Le secteur France - Activités régulées est en hausse organique de 920 millions (+8,8 %), par rapport au premier semestre 2024 principalement
en lien avec la hausse des tarifs d'acheminement (TURPE) de +4,81 % en novembre 2024 et +7,7 % en février 2025.

Autres activités
L’augmentation organique du chiffre d’affaires du secteur Autres de 338 millions provient des activités gazières pour 715 millions d’euros
portées par une hausse des prix de marché de gros du gaz. Cela partiellement compensé par la baisse de la marge trading à hauteur
de (384) millions d’euros en raison du recul de la volatilité et des prix de marché des énergies.

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 2025 S1 2024
Achats consommés de combustible – production d’énergie(1) (9 358) (8 005)
Achats d’énergie(1) (15 473) (15 090)
Charges de transport et d’acheminement (5 377) (4 732)
Résultat lié à la comptabilité de couverture 30 113
(Dotations) / reprises de provisions liées au combustible nucléaire et aux achats d’énergie (183) (143)
ACHATS DE COMBUSTIBLE ET D’ÉNERGIE (30 361) (27 857)
(1) Incluent au 30 juin 2025, en lien avec les opérations d’optimisation sur les marchés de gros de l’électricité et du gaz, 36 millions d'euros dans les achats
consommés de combustibles et 2 283 millions d’euros dans les achats d’énergie (respectivement 103 et 4 171 millions d’euros au 30 juin 2024). Au 30 juin 2025, 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), EDF power solutions (Luminus – gaz et électricité) et Dalkia (gaz). Au 30 juin 2024, il s’agissait des mêmes secteurs.


Les « Achats consommés de combustible » comprennent les coûts relatifs aux matières premières pour la production d’énergie (combustible
nucléaire, gaz, biomasse et autres matières fossiles), 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 augmentent de (2 486) millions d’euros par rapport au
30 juin 2024 principalement sur les secteurs Italie pour (2 276) millions d'euros (essentiellement achats de gaz), Autres (activités gazières)
pour (605) millions d’euros et Royaume-Uni (458) millions d’euros (achats d’électricité). Cela est partiellement compensé par une diminution
sur les secteurs France - Activités de production et commercialisation pour 502 millions d'euros (diminution des achats nets
d'électricité sur les marchés de gros en lien avec une baisse des prix conjuguée à une hausse de la production nucléaire) et
EDF power solutions pour 331 millions d'euros.

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


(en millions d'euros) S1 2025 S1 2024
Impôts et taxes sur rémunérations (213) (202)
Impôts et taxes liés à l’énergie (1 223) (1 302)
Autres impôts et taxes (1 196) (1 558)
IMPÔTS ET TAXES (2 632) (3 062)


Retraités des effets de change et périmètre, les impôts et taxes diminuent de 431 millions d'euros, soit -14,1 %, principalement sur le secteur
Royaume-Uni pour 395 millions d'euros. La baisse de prix réalisé sur la production d'électricité d'origine nucléaire a conduit à l'absence de
taxation sur les revenus (Electricity Generator Levy) au premier semestre 2025. Ce dispositif avait généré une charge de
(387) millions d'euros à fin juin 2024.




Page 47 sur 79
5.4 Autres produits et charges opérationnels

(en millions d'euros) S1 2025 S1 2024
Subventions d’exploitation (dont CSPE) 4 710 4 185
Résultat de déconsolidation 64 132
Résultat de cession d’immobilisations (177) (84)
Dépréciations/reprises nettes aux provisions sur actifs courants (180) (100)
Dotations nettes aux provisions pour risques et charges d’exploitation (89) 13
Autres produits et charges (1 514) (1 678)
AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPÉRATIONNELS 2 814 2 468


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 relatives à 2025, qui se traduit dans les comptes par un produit de 4 592 millions d’euros au 30 juin 2025
(4 035 millions d’euros au 30 juin 2024). 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 2024. Cette contribution se compose de :
● un produit de 3 341 millions d’euros (1 524 millions d’euros au 30 juin 2024) au titre de la compensation relative aux obligations d’achat ;
● une régularisation des pertes de recettes 2023 et 2024 liées aux dispositifs de l'amortisseur et du bouclier tarifaire pour (121) millions d’euros. Ce
dispositif a pris fin le 31 janvier 2024 et avait donné lieu à un produit de 1 426 millions euros au 30 juin 2024 ;
● un produit de 1 371 millions d’euros au titre des zones non interconnectées et de solidarités (1 071 millions d’euros au 30 juin 2024).
La contrepartie du produit de CSPE au 30 juin 2025 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 2024).



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

(en millions d’euros) S1 2025 S1 2024
VARIATIONS NETTES DE JUSTE VALEUR SUR INSTRUMENTS DÉRIVÉS ÉNERGIE ET MATIÈRES
(144) 696
PREMIÈRES HORS ACTIVITÉS DE TRADING


Les variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières premières hors activités de trading passent de
696 millions d’euros au premier semestre 2024 à (144) millions d’euros au premier semestre 2025 dans un contexte de baisse des prix et des
volatilités sur les marchés de gros.



Note 7 Autres produits et charges d’exploitation
Les autres produits et charges d’exploitation s’élèvent à (120) millions d’euros au 30 juin 2025. Ils comprennent principalement :
● des provisions en lien avec les litiges environnementaux en Italie pour (186) millions d'euros. Ce montant inclut des dotations complémentaires dans
le cadre de l'accord environnemental avec ENI (voir note 16.2) et de l’accord signé avec la municipalité de Bussi sul Tirino (voir note 19.3) ;
● le résultat de cession par Edison des actifs de stockage de gaz (Stoccaggio) à la Snam SpA pour 152 millions d'euros (voir note 3.1) ;
● des coûts en lien avec la fermeture de Photowatt chez EDF power solutions.
Au premier semestre 2024, les autres produits et charges d’exploitation s’élevaient à (3 690) millions d’euros. Ils comprenaient principalement :
● des dotations complémentaires liées aux provisions pour gestion des combustibles usés 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 16.2) ;
● 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).




Page 48 sur 79
Note 8 Résultat financier
8.1 Coût de l'endettement financier brut
Le coût de l’endettement financier brut atteint (1 598) millions d’euros au 30 juin 2025 contre (2 026) millions d’euros au 30 juin 2024. Cette
diminution s’explique principalement par une baisse des charges d'intérêts en lien avec la baisse des taux d'intérêts et par le résultat de
change sur endettement.

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


(en millions d’euros) S1 2025 S1 2024
Provisions pour avantages postérieurs à l’emploi et pour avantages à long terme(1) (643) (608)
Provisions pour aval du cycle nucléaire, déconstruction et derniers cœurs(2) (774) (640)
Autres provisions et avances (48) (40)
EFFET DE L’ACTUALISATION (1 465) (1 288)
(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).


L'augmentation de la charge d’actualisation des provisions pour avantages postérieurs à l'emploi à fin juin 2025 s’explique par la hausse du volume des
engagements au 1er janvier 2025.
L'augmentation des charges d'actualisation sur les provisions nucléaires au 30 juin 2025 résulte principalement, en France, de l’augmentation de
l’assiette des provisions de l’aval du cycle entre juin 2025 et juin 2024 pour (125) 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 2025 S1 2024
Produits (charges) sur actifs financiers 1 115 484
Variations des instruments financiers évalués à la juste valeur par compte de résultat 41 2 027
Autres 654 790
AUTRES PRODUITS ET CHARGES FINANCIERS 1 810 3 301


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 2025, les variations de juste valeur liées aux instruments financiers incluent 319 millions d’euros au titre des actifs dédiés
(1 837 millions d’euros au 30 juin 2024, voir note 14.2.1).
Les autres éléments comprennent principalement les intérêts capitalisés pour 709 millions d’euros au 30 juin 2025 (625 millions d’euros au 30 juin
2024). Ils comprennent également (2) 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 (57) millions d’euros au titre des actifs dédiés (respectivement (86) millions d’euros et (63) millions d’euros au 30 juin 2024).



Note 9 Impôts sur les résultats
La charge d’impôt sur les résultats s’élève à (2 304) millions d’euros au 30 juin 2025, correspondant à un taux effectif d’impôt de 29,9 % (contre une
charge de (2 466) millions d'euros au 30 juin 2024, correspondant à un taux effectif d’impôt de 25,6 %).
La variation de la charge d'impôt de +162 millions d’euros est notamment liée à :
● la diminution de (1 924) millions d’euros du résultat avant impôt du Groupe, réduisant la charge d’impôt de +497 millions d’euros ;
● la comptabilisation de la contribution exceptionnelle applicable en France en 2025. Cette dernière est assise sur la moyenne de l’impôt dû au titre de
l’exercice 2024 et de l’impôt 2025. Au 30 juin 2025, la contribution assise sur l’exercice 2024 est comptabilisée en totalité sur le 1er semestre
générant une charge d’impôt complémentaire de (286) millions d'euros aux bornes du Groupe (intégration fiscale France, Framatome et ES). La
contribution pour l’exercice 2025 est quant à elle reflétée dans le taux effectif d’impôt projeté.
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 29,9 % au 30 juin 2025 contre un taux de 25,0 % au 30 juin 2024.




Page 49 sur 79
Note 10 Actifs immobilisés
Les différents éléments constituant les actifs immobilisés sont les suivants :

(en millions d’euros) Notes 30/06/2025 31/12/2024
Goodwill 10.1 7 057 7 108
Autres actifs incorporels 10.1 13 381 12 567
Immobilisations de production, autres immobilisations corporelles et actifs au titre du
10.2 110 718 108 100
droit d’utilisation
dont actifs au titre du droit d’utilisation 4 243 4 302
Immobilisations en concessions de distribution d'électricité en France 69 962 68 663
Immobilisations en concessions des autres activités 6 607 6 616
TOTAL DES ACTIFS IMMOBILISÉS 207 725 203 054


10.1 Goodwill et autres actifs incorporels

Mouvements Écarts de Autres
(en millions d’euros) 31/12/2024 Augmentations Diminutions de périmètre conversion mouvements 30/06/2025
Goodwill 11 359 - - 71 (236) 2 11 196
Autres actifs incorporels 23 641 2 063 (458) 16 (101) (13) 25 148
dont immobilisations en cours(1) 3 603 629 (4) - (2) (6) 4 220
VALEURS BRUTES 35 000 2 063 (458) 87 (337) (11) 36 344
Goodwill (4 251) - - - 115 (3) (4 139)
Autres actifs incorporels (11 074) (773) 10 - 58 12 (11 767)
dont immobilisations en cours (117) (33) - - - 1 (149)
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE
(15 325) (773) 10 173 9 (15 906)
VALEUR -
VALEURS NETTES 19 675 1 290 (448) 87 (164) (2) 20 438
(1) Les flux d’augmentation des immobilisations incorporelles en cours sont présentés nets de l’effet des mises en service.


Goodwill
Au 30 juin 2025, les goodwill portent principalement sur EDF Energy pour 3 486 millions d’euros ainsi que sur l’entité Framatome pour
1 610 millions d’euros. Les mouvements de périmètre sont essentiellement liés aux acquisitions par Framatome de Segault SAS et Valserve SAS (voir
note 3.1) pour 99 millions d'euros compensés partiellement par les conséquences de l'allocation définitive du prix d'acquisition d'Arabelle Solutions qui
a donné lieu à un ajustement du goodwill de (28) millions d'euros.

Autres actifs incorporels
Les autres actifs incorporels en cours au premier semestre 2025 comprennent essentiellement les études relatives à EPR 2 pour 2 837 millions d’euros
y compris 257 millions d’euros d’intérêts intercalaires (respectivement 2 481 millions d’euros et 204 millions d’euros au 31 décembre 2024).
Au premier semestre 2025, la variation de la valeur brute s’explique par :
● 472 millions d’euros relatifs aux certificats verts (dont 916 millions d’euros acquis et (444) millions d’euros restitués) ;
● 629 millions d’euros d'acquisition d'immobilisations en cours (dont EPR 2 pour 362 millions d'euros) ;
● 242 millions d'euros d'augmentation de logiciels.




Page 50 sur 79
Nouveaux réacteurs nucléaires en France : le projet « EPR 2 »
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 précisé qu’EDF construira et exploitera ces nouveaux EPR 2.
EDF prévoit de construire les six premiers EPR 2 sous la forme de trois paires sur les sites, dans cet ordre, de Penly (Normandie), Gravelines (Hauts-de-
France) et Bugey (Auvergne-Rhône-Alpes).
Suite à l’année 2024 qui a vu l’aboutissement de plusieurs étapes importantes pour le projet EPR 2 (passage en « detailed design » pour les bâtiments
nucléaires et feu vert de l’ASNR (Autorité de Sûreté Nucléaire et de Radioprotection) pour le lancement des fabrications des composants primaires), le
premier semestre 2025 a été marqué par les réalisations suivantes :
● la revue de maturité technique et la consolidation des coûts à terminaison du programme se poursuivent et font l’objet de partages
réguliers avec la Délégation Interministérielle du Nouveau Nucléaire (DINN), dans le cadre de la feuille de route vers la décision finale
d'investissement (FID) attendue fin 2026 ;
● le Conseil d’administration d’EDF du 19 juin 2025 a validé les principes du financement des six réacteurs EPR 2 agréés avec l’État. Ils prévoient
notamment : un cofinancement du programme entre l’État et EDF et des mesures de soutien public de trois ordres qui seront présentés par l’État à
la Commission européenne dans le cadre de son contrôle des aides d’État :
> un prêt public à conditions bonifiées couvrant plus de 50% des coûts de construction,
> un contrat pour différence garantissant un revenu en période d’exploitation,
> un partage des risques permettant de responsabiliser EDF sur les risques qui relèvent de sa responsabilité tout en offrant une protection contre
les évènements qui échappent à son contrôle ;
Plus spécifiquement :
● sur le site de Penly :
> les travaux préparatoires d’aménagement du site déjà engagés se sont intensifiés, notamment avec le déroctage de la falaise et le renforcement
en cours de la digue,
> les instructions du Licensing (pour le Décret d’Autorisation de Construction) via les Groupes Permanents avec l’Autorité de Sûreté Nucléaire et de
Radioprotection se poursuivent ;
● sur le site de Gravelines :
> le débat public engagé en septembre 2024 s’est achevé en janvier 2025. Suite à ce débat public, le Conseil d’administration d’EDF a décidé la
poursuite du développement du projet sur le site,
> le site se prépare à accueillir les premières équipes projet ;
● sur le site du Bugey :
> le débat public s’est tenu de janvier à mai 2025.
Au 30 juin 2025, le projet se compose de 2 837 millions d’euros d’immobilisations incorporelles (y compris 257 millions d'intérêts intercalaires) et
647 millions d’euros d’immobilisations corporelles (y compris 18 millions d'euros d'intérêts intercalaires).

NUWARD, le projet de petits réacteurs modulaires nucléaires en France (SMR « Small modular reactors »)
En 2024, Nuward a fait évoluer son approche pour proposer dès le début des années 2030 un produit simple, modulaire et préfabriqué en usine, reposant
sur des briques technologiques éprouvées, permettant d’offrir à ses clients des centrales clefs en main rapides à construire, sûres et compétitives.
Au premier semestre 2025, Nuward a poursuivi le travail sur la viabilité de son modèle d’affaires, en particulier pour les applications en cogénération.
En parallèle, les études se sont poursuivies en vue de simplifier et de modulariser l’architecture retenue en début d’année.




Page 51 sur 79
10.2 Immobilisations corporelles

Mises en Écarts de Mouvements Autres
(en millions d’euros) 31/12/2024 Augmentations service Diminutions conversion de périmètre mouvements 30/06/2025
Terrains et constructions 15 154 16 103 (38) (40) (22) 9 15 182
Installations production nucléaire 86 375 14 1 204 (593) (322) - 21 86 699
Installations productions thermique
16 661 49 84 (142) (4) (23) 34 16 659
et hydraulique
Autres installations, matériels,
28 101 88 521 (295) (813) 18 52 27 672
outillages et autres immobilisations
Actif au titre du droit d'utilisation 7 984 382 - - (76) 5 (42) 8 253
Immobilisations en cours 64 700 7 773 (1 912) (69) (1 261) 8 (99) 69 140
VALEURS BRUTES 218 975 8 322 - (1 137) (2 516) (14) (25) 223 605
Terrains et constructions (9 125) (198) - 35 20 15 (3) (9 256)
Installations production nucléaire (59 259) (1 924) - 530 230 - (357) (60 780)
Installations productions thermique
(11 879) (261) - 142 6 20 (13) (11 985)
et hydraulique
Autres installations, matériels,
(13 365) (805) - 292 304 1 (31) (13 604)
outillages et autres immobilisations
Actif au titre du droit d'utilisation (3 682) (426) - - 21 - 76 (4 011)
Immobilisations en cours (13 565) (119) - - 422 - 11 (13 251)
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE
(110 875) (3 733) - 999 1 003 36 (317) (112 887)
VALEUR
VALEURS NETTES 108 100 4 589 - (138) (1 513) 22 (342) 110 718
dont immobilisations en service 56 965 (3 066) 1 912 (69) (674) 14 (429) 54 655
dont immobilisations en cours 51 135 7 655 (1 912) (69) (839) 8 87 56 063


Sur le premier semestre, la variation en valeur nette des immobilisations corporelles s'élève à 2 618 millions d'euros, elle est liée pour
4 754 millions d'euros aux immobilisations en cours et (2 136) millions d'euros sur les immobilisations en service.

Immobilisations en cours
Au 30 juin 2025, la valeur nette des immobilisations de production et autres immobilisations corporelles en cours s’élève à
55 889 millions d’euros et inclut notamment :
● les immobilisations liées à Hinkley Point C pour 23 712 millions d’euros, incluant des intérêts intercalaires capitalisés pour 3 164 millions d’euros
(respectivement 21 190 millions d'euros et 2 704 millions d'euros au 31 décembre 2024). Le montant des immobilisations intègre les pertes de valeur
comptabilisées sur le projet (sur les exercices précédents) pour un montant cumulé de (12 992) millions d'euros au 30 juin 2025, identique au
31 décembre 2024 (hors effets de change) ;
● les immobilisations liées au réacteur EPR de Flamanville 3 pour 16 101 millions d’euros incluant des intérêts intercalaires capitalisés
pour 3 471 millions d’euros (respectivement 15 878 millions d’euros et 3 471 millions d’euros au 31 décembre 2024) ;
Au premier semestre 2025, l'augmentation en valeur brute de 4 440 millions d’euros s’explique pour :
● 3 240 millions d’euros sur le projet Hinkley Point C ;
● 2 721 millions d’euros en France sur les grands projets dont 2 087 millions d'euros (hors éliminations de marge et d'avancement) liés au Grand
Carénage et 222 millions d'euros pour Flamanville 3 ;
● (1 261) millions d’euros d’écarts de conversion du fait de la dépréciation de la livre sterling par rapport à l'euro pour (733) millions d'euros ;
● (1 912) millions d’euros de mises en service sur la période qui concernent essentiellement la France pour (1 347) millions d’euros.

Immobilisations corporelles en service
Au 30 juin 2025, la valeur brute des immobilisations corporelles en service s’élève à 154 465 millions d’euros. L'augmentation de 190 millions d’euros
sur le premier semestre s’explique par :
● 1 912 millions d’euros en lien avec les mises en service de la période ;
● (1 068) millions d'euros de diminution dont (705) millions en France, en lien principalement avec les révisions majeures effectuées et des visites
périodiques, (174) millions d'euros au Royaume-Uni et l'Italie pour (118) millions d’euros ;
● (1 255) millions d’écarts de conversion en lien avec la dépréciation de la livre sterling par rapport à l'euro pour (405) millions d'euros ;
● (426) millions d'euros d'ajustements sur les actifs de contrepartie et sous-jacents liés au changement de taux d’actualisation.




Page 52 sur 79
EPR de Flamanville 3
La première divergence du réacteur a été réalisée le 3 septembre 2024. L’unité de production a été connectée au réseau électrique le
21 décembre 2024 à l'atteinte de 17 % de Puissance Nominale (PN) correspondant au jalon « couplage » et poursuivra sa montée en puissance par
palier en 2025 jusqu'à l'atteinte de 100 % de PN. Le 31 janvier 2025, l'ASN a donné son autorisation pour le franchissement du palier de 25 % de
PN. Depuis, la séquence d’essais de montée en puissance s’est poursuivie et la tranche a franchi le palier de 60 % de PN le 30 mai 2025, les essais
de démarrage se poursuivent actuellement. La montée en puissance du palier au-delà de 80 % fera également l'objet d'une autre autorisation
préalable de l'ASN.
Dans le cadre de la montée en puissance du réacteur, un risque d’inétanchéité a été identifié sur un nombre significatif d’assemblages combustible
du premier cœur. Par précaution, aucun des assemblages irradiés lors du 1er cycle ne sera rechargé pour le 2e cycle. Le cœur sera déchargé dans
son ensemble lors de la Visite Complète (« VC1 »), des analyses et examens d’intégrité des assemblages seront alors diligentés afin de déterminer
précisément ceux qui seraient éventuellement rechargeables à l’occasion d’un cycle ultérieur. En conséquence, une dépréciation de stocks de
combustibles de 65 millions d'euros a été comptabilisée en « Achats de combustible et d'énergie » au 30 juin 2025 (voir note 5.2).
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 le remplacement du
couvercle de cuve lors de l’arrêt de Visite Complète (« VC1 ») qui devrait commencer à l’issue du 1er cycle d’exploitation de la tranche.
Le montant immobilisé (hors intérêts intercalaires) enregistré dans les états financiers consolidés au 30 juin 2025 s’élève à 12 856 millions d’euros.
Ce montant intègre les éléments suivants :
● des frais de pré-exploitation et d’autres actifs corporels liés au projet pour 1 249 millions d’euros ;
● un stock de pièces détachées et des montants immobilisés au titre des projets connexes (notamment Visite Complète n°1) à hauteur de
897 millions d’euros.
Le coût à terminaison du projet de 13,2 milliards d'euros2015, reste inchangé. Il intègre les surcoûts exceptionnels liés aux travaux de reprise
des soudures du circuit secondaire principal qui ont été comptabilisés en autres produits et charges d'exploitation.

Hinkley Point C
À la suite de la décision finale d’investissement (FID) prise par le Conseil d’administration d’EDF Energy le 28 juillet 2016, EDF Energy et China
General Nuclear Power Corporation (CGN) ont signé les contrats pour la construction et l’exploitation de deux réacteurs EPR sur le site
d’Hinkley Point dans le Somerset (projet « Hinkley Point C » ou « HPC »).
Pour rappel, le 23 janvier 2024, le groupe avait 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. Le coût à terminaison du projet est
évalué dans une fourchette comprise entre 31 et 34 milliards de livres sterling2015 selon les cas de figure. Dans le scénario de calendrier avec
un an supplémentaire, le coût supplémentaire serait d'environ 1 milliard de livres sterling2015.
La construction s'est poursuivie sur le premier semestre 2025 avec une montée en puissance de la phase de montage électromécanique et
ventilation, sans modification de la date à terminaison attendue et sans modification substantielle du coût de construction actualisé
en janvier 2024 (cf. communiqué de presse du Groupe du 23 janvier 2024). Le projet a atteint les jalons suivants sur le premier semestre
2025 :
● coulage en mars 2025 du premier niveau de béton autour de la piscine d’entreposage dans le bâtiment combustible de l’Unité 1 ;
● avancée du programme MEH (Mechanical, Electrical, Heating, Ventilation and Air-Conditioning) qui est en décalage par rapport au planning, en
raison des retards dans la livraison des matériaux. Un plan d’action est actuellement en cours et le rythme des installations devrait s’accélérer d’ici la fin
de l'année sans modifier la date à terminaison ;
● pose du dôme de l’Unité 2 le 17 juillet 2025.
Depuis fin 2023, le projet est financé uniquement par EDF sur la base de contributions volontaires de fonds propres étant donné que
l’engagement conjoint d’apport en fonds propres avec CGN a été consommé. Cela entraîne une dilution de la part de CGN dans la société
de projet, qui était de 33,5 % à la FID et atteint au 30 juin 2025, 25,11 %, EDF détenant les 74,89 % restants.
Le 20 juin 2025, EDF a annoncé la signature d’un accord avec Apollo pour émettre des emprunts obligataires d’un montant total maximum
de 4,5 milliards de livres sterling. Cette opération permet au Groupe de sécuriser une part du financement de ses investissements, en
particulier pour le projet Hinkley Point C (cf. communiqué de presse du Groupe du 20 juin 2025 et voir note 17.2.2).
Par ailleurs, le closing financier du projet Sizewell C (voir note 11.3) consécutif à la décision d'investissement finale positive déclenchera la réduction du
prix d'exercice du contrat pour différence d'Hinkley Point C de 92,50 livres sterling2012/MWh à 89,50 livres sterling2012/MWh ainsi que le versement
d'une compensation de Sizewell C au profit de HPC rémunérant le partage de savoir-faire.

Centrale à charbon de Cordemais en France
À l’issue de la consultation du Comité Social et Économique Central (CSEC) d’EDF le 27 mai 2025, EDF a décidé d’arrêter définitivement les deux
dernières unités de production de la centrale thermique de Cordemais à compter du 31 mars 2027 et confirme sa volonté de créer une usine de
préfabrication de tuyauteries nucléaires sur le site. Cette décision a été prise à la suite de l’annonce faite en septembre 2024 de ne pas poursuivre
le projet de reconversion à la biomasse, les conditions technico-économiques de réalisation du projet n’étant pas réunies (cf. communiqué de
presse du Groupe du 28 mai 2025). Cette décision n'a pas d'impact significatif sur le plan d'amortissement en vigueur de la centrale.




Page 53 sur 79
10.3 Pertes de valeur et reprises
Au titre du premier semestre 2025, les pertes de valeur s'élèvent à (185) millions d'euros et sont détaillées ci-après.
La méthodologie retenue par le Groupe pour réaliser les tests de dépréciation est précisée dans la note 10.7 de l'annexe aux comptes
consolidés au 31 décembre 2024. 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 2025, le Groupe a considéré l’évolution sur le
semestre des paramètres clés susceptibles d’affecter ses différentes UGT.
Les prix de l’électricité à terme (sur l’horizon de marché Cal 2026 et Cal 2027) ont affiché une évolution globalement stable sur le premier
semestre 2025, avec des dynamiques variables selon les zones.
À titre de rappel, les prix de l'électricité à long terme sont issus d’un processus de construction et de scénarisation complexes et ne sont mis
à jour qu’annuellement en fin d’année. 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 2024 restent, en
conséquence, la meilleure estimation du Groupe de ces prix au 30 juin 2025.

Royaume-Uni
S’agissant d’EDF Energy :
● au premier semestre 2025, les conditions de marché et les prévisions d’inflation sont demeurées globalement stables dans cette zone. le
Groupe n’a pas identifié d’indice de perte de valeur nécessitant la réalisation de tests de dépréciation sur les actifs du projet HPC : face
aux retards pris au premier semestre sur le programme de montages électromécaniques, le projet a mis en place des plans d’action ; les
retards restent par ailleurs cohérents avec les aléas pris en compte dans la trajectoire du projet retenue pour le test au 31 décembre 2024 ;
● de même, les hypothèses opérationnelles et macroéconomiques retenues pour l’analyse de valeur des UGT « commercialisation » et
« actifs nucléaires (centrales en exploitation) » n’ont pas connu d’évolution notable. En l’absence d’indices de perte de valeur, le Groupe n’a
pas réalisé de tests de dépréciation sur ces actifs ;
● concernant Pod Point, le Conseil d'administration de Pod Point a approuvé les termes d'une offre publique d'achat (OPA) amicale en
numéraire. EDF Energy propose de racheter les parts restantes de Pod Point qu'elle ne détient pas encore (soit environ 47% du capital), au
prix de 6,5 pence par action. Cette opération valorise la société Pod Point à environ 10,6 millions de livres sterling et a conduit à une
dépréciation de 25 millions de livres sterling de ses actifs.

France
S’agissant du parc France, le dispositif qui succède à l’ARENH à compter du 1er janvier 2026 prévoit un mécanisme de « versement nucléaire
universel » en cas de dépassement de seuils de revenus, dont les niveaux seront fixés par un arrêté en fonction des coûts complets
comptables du nucléaire tels qu’évalués par la Commission de régulation de l’énergie. Un décret en Conseil d’État doit préciser la
méthodologie d’évaluation de ces coûts (voir note 5.1.1).
Bien que les modalités d’application restent à préciser, ce nouveau cadre est susceptible d’affecter la rentabilité attendue du parc. Le test de
sensibilité conduit au 30 juin 2025, réalisé sur la base des hypothèses d’inflation arrêtées au 31 décembre 2024 et de taux d’actualisation au
30 juin 2025, d’une modélisation des coûts de pérennisation de l’aval du nucléaire selon la durée de vie du parc, et intégrant une hypothèse
prudente quant aux seuils de revenus du nucléaire, n’a toutefois pas mis en évidence de risque de perte de valeur.
Le Groupe a par ailleurs comptabilisé (60) millions d’euros de dépréciations en lien avec la décision d’arrêt d’un projet spécifique de
sécurisation d’accès des sites sur le parc nucléaire existant.

Autres secteurs
Au 30 juin 2025, des tests de dépréciation ont été réalisés sur certains actifs spécifiques pour lesquels des indices de perte de valeur ont été
identifiés. Ces analyses ont conduit à la comptabilisation de pertes de valeur s’élevant à (93) millions d’euros au titre du premier semestre 2025.
Ces dépréciations concernent principalement le secteur EDF power solutions :
● des parcs éoliens et solaires en exploitation en Chine, affectés par des évolutions tarifaires défavorables et par des mesures
réglementaires limitant la capacité d’injection des centrales dans le réseau ;
● des parcs éoliens en développement au Royaume-Uni, confrontés à des dépassements significatifs de coûts de construction ;
● un parc solaire en développement aux États-Unis, dont la rentabilité prévisionnelle s’est révélée insuffisante.
Des reprises de dépréciation ont, par ailleurs, été comptabilisées pour 18 millions d’euros concernant Dalkia Polska.
S’agissant d’Edison en Italie et de Luminus en Belgique, les prix de l’électricité à court terme affichent une certaine stabilité par rapport à fin 2024. En
conséquence et en l’absence d’indices de perte de valeur notamment opérationnels le Groupe n’a pas réalisé de test de dépréciation sur ces actifs.

Pertes de valeur constatées au premier semestre 2024
Au 30 juin 2024, des pertes de valeur pour un montant de (276) millions d’euros avaient été comptabilisées sur certains actifs. Elles concernaient les
actifs du projet de développement de petit réacteur modulaire de Nuward pour (230) millions d’euros, compte tenu de la réorientation du projet.




Page 54 sur 79
Note 11 Participations dans les entreprises associées et les coentreprises
Le détail des principales entreprises associées et coentreprises est le suivant :


30/06/2025 30/06/2024 31/12/2024
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 2 010 102 - 1 888 68
Autres participations : actifs dédiés
14.2 n.a. 2 229 9 39 2 290 (26)
d'EDF SA
Participations d'EDF Renouvelables 11.4 n.a. 1 837 28 (28) 2 235 (1 057)
Taishan (TNPJVC) 11.2 30,00 n.c. n.c. 5 961 (12)
Sizewell C (Holding) Ltd. 11.3 10,97 613 8 n.a. 652 -
Participations d'EDF Trading 11.4 n.a. 639 51 115 948 214
Autres participations 11.4 n.a. n.c. n.c. 47 1 193 130
TOTAL 9 405 252 178 10 167 (683)
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. À ce titre, elle
est rémunérée via le TURPE dont le mécanisme est détaillé en note 5.1.1.
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.

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 au 30 juin 2025.
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 cours du premier trimestre 2025, un arrêt programmé pour rechargement de combustible (« Refueling Outage ») a été initié sur le
réacteur 1. Le réacteur 1 a été reconnecté au réseau le 14 juillet 2025 et fonctionne en toute sécurité depuis ce redémarrage. La
prolongation de la durée de cet arrêt par rapport à sa durée initiale a toutefois été considérée comme un indice de perte de valeur. Le test
de dépréciation réalisé à ce titre au 30 juin 2025 n’a pas conduit le Groupe à constater de perte de valeur sur cet actif.
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).

11.3 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 2025, le projet a connu les évolutions suivantes :
● le contrat de Nuclear Services Agreement, l’accord de licence de la propriété intellectuelle, et la garantie de la performance du design, qui
avaient été signés entre le consortium composé par EDF SA et Edvance, et la société de projet Sizewell C, sont devenus pleinement
effectifs depuis le 1er janvier 2025 ;
● le contrat chaudière qui avait été signé entre Framatome et la société de projet Sizewell C est pleinement effectif depuis le 1er avril 2025 ;
● la négociation du contrat turbine avec Arabelle Solutions qui a été signé le 18 juillet 2025.
À fin juin 2025, l’État britannique détient 89,03 % du projet et le groupe EDF les 10,97 % restants.
Le 22 juillet 2025, EDF a signé un accord pour son investissement dans le projet Sizewell C pour un montant maximum de 1,1 milliard de livres sterling
qui devrait se faire progressivement pendant la période de construction à partir de l’automne. EDF détiendra une participation de 12,5 % dans le
capital de Sizewell C aux côtés du gouvernement britannique pour 44,9 %, La Caisse pour 20 %, Centrica pour 15 % et Amber Infrastructure pour
7,6 % (cf. communiqué de presse du Groupe du 22 juillet 2025).




Page 55 sur 79
11.4 Autres participations
Les participations détenues par EDF Renouvelables se situent principalement en Amérique du Nord et dans une moindre mesure en Europe
et en Chine.
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 Énergétique 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. Il a atteint sa pleine capacité de production de 420 MW en mars 2025
avec la mise en service du dernier groupe de turbines.
Au 30 juin 2024, des pertes de valeur au titre des entreprises associées avaient été enregistrées à hauteur de (61) millions d’euros au titre notamment
de participations immobilières dans des actifs dédiés ainsi que de la participation dans le parc éolien offshore Neart na Goithe (NnG) détenu par EDF
Renouvelables en Mer d’Écosse. Cette dépréciation de titres avait par ailleurs été complétée d'une dépréciation partielle des prêts octroyés pour le
financement de ce projet à hauteur de (208) millions d’euros à la suite d’un retard sur la mise en service d’une partie des turbines.




Page 56 sur 79
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 2025 est la suivante :


Variation Variation non-
(en millions d'euros) Notes 31/12/2024 monétaire monétaire 30/06/2025
Stocks et en-cours de production (19 248) 804 103 (18 341)
Clients et comptes rattachés nets de provision 12.2 (24 139) 4 418 283 (19 438)
Dettes fournisseurs et comptes rattachés 12.4 19 466 (1 934) (143) 17 389
Autres débiteurs et autres créditeurs(1) 12.3 et 12.5 11 550 (47) 155 11 658
Dont créance de Contribution au service public de
12.3 (792) (1 613) - (2 405)
l'électricité (CSPE)
Autres éléments du besoin en fonds de roulement (1 524) (297) 469 (1 352)
BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT NET (13 895) 2 944 867 (10 084)
(1) Hors dettes sur immobilisations qui sont classés en « investissements incorporels et corporels » dans le tableau de flux de trésorerie.


L'amélioration monétaire du besoin en fonds de roulement s'explique notamment par la diminution des créances clients en France, en lien avec la
baisse des prix et l'effet de saisonnalité, en particulier sur le secteur France - Activités de production et commercialisation pour 3,5 milliards
d’euros et France - Activités régulées pour 1,1 milliard d’euros. Cette amélioration est partiellement compensée par l'augmentation de la créance de
CSPE, en lien avec les versements reçus au titre du déficit de compensation 2024 et du premier semestre 2025 sur le secteur France - Activités de
production et commercialisation pour (1,6) milliard d'euros ainsi que la diminution des dettes fournisseurs sur le secteur France Activités
régulées pour (0,6) milliard d'euros en lien notamment avec la diminution des achats de transport et de pertes.
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.

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


(en millions d’euros) 30/06/2025 31/12/2024
Clients et comptes rattachés hors EDF Trading – valeur brute 18 050 23 370
Clients et comptes rattachés EDF Trading – valeur brute 3 429 2 627
Dépréciations (2 041) (1 858)
CLIENTS ET COMPTES RATTACHÉS – VALEUR NETTE 19 438 24 139


Les échéances des clients et comptes rattachés sont majoritairement à moins d’un an.
La valeur nette des créances clients est en baisse au premier semestre 2025 par rapport au 31 décembre 2024. Elles connaissent de fortes variations
selon les secteurs, en lien avec l'évolution de leur chiffre d'affaires respectif : France - Activités de production et commercialisation (3,5) milliards
d'euros, France - Activités régulées (1,1) milliard d'euros et EDF Trading +0,8 milliard d'euros.
Les avances perçues des clients mensualisés en France sont déduites du poste créances clients et comptes rattachés à hauteur de 1
816 millions d’euros au 30 juin 2025 (2 168 millions d'euros au 31 décembre 2024).

12.2.1 Créances échues/non échues

30/06/2025 31/12/2024
Valeurs Valeurs Valeurs Valeurs
(en millions d'euros) brutes Provisions nettes brutes Provisions nettes
CRÉANCES CLIENTS ET COMPTES RATTACHÉS 21 479 (2 041) 19 438 25 997 (1 858) 24 139
dont créances échues de moins de 6 mois 2 603 (323) 2 280 2 330 (351) 1 979
dont créances échues de 6 à 12 mois 951 (281) 670 1 438 (428) 1 010
dont créances échues de plus de 12 mois 2 186 (1 347) 839 1 692 (1 012) 680
dont total des créances échues 5 740 (1 951) 3 789 5 460 (1 791) 3 669
dont total des créances non échues 15 739 (90) 15 649 20 537 (67) 20 470




Page 57 sur 79
12.2.2 Opérations de mobilisation de créances

(en millions d’euros) 30/06/2025 31/12/2024
Créances clients transférées et maintenues au bilan 46 75
Créances clients transférées et sorties du bilan 2 429 1 323


Des opérations de mobilisation de créances clients ont été réalisées par le Groupe pour un montant de 2 429 millions d’euros au 30 juin 2025,
concernant principalement Edison, EDF SA, Dalkia et Luminus (1 323 millions d’euros en décembre 2024).
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 2025, les autres débiteurs intègrent principalement les appels de marge effectués dans le cadre de l’activité de trading pour un montant
de 1,4 milliard d’euros (2,4 milliards d'euros en 2024). 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 2025, les autres débiteurs comprennent également des créances fiscales à hauteur de 2 244 millions d'euros (2 804 millions d'euros au
31 décembre 2024) et des charges constatées d’avance à hauteur de 1 693 millions d’euros (1 652 millions d'euros au 31 décembre 2024).

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 2024. Le montant des charges à compenser à EDF SA au titre du premier semestre 2025 s’élève à 4 592 millions d’euros.
Les montants encaissés sur le premier semestre 2025, en provenance du budget général de l'État, s’établissent à 3 012 millions d'euros. Ce montant
résulte notamment du solde du mécanisme au titre de l’année 2024.
Au 30 juin 2025, EDF SA constate ainsi une créance d’exploitation vis-à-vis de l’État de 2 405 millions d’euros (contre 792 millions d’euros au
31 décembre 2024).

12.4 Fournisseurs et comptes rattachés

(en millions d'euros) 30/06/2025 31/12/2024
Dettes fournisseurs et comptes rattachés hors EDF Trading 14 192 15 302
Dettes fournisseurs et comptes rattachés d’EDF Trading 3 197 4 164
DETTES FOURNISSEURS ET COMPTES RATTACHÉS 17 389 19 466


La variation des dettes fournisseurs et comptes rattachés hors EDF Trading sur le premier semestre 2025, pour (1,1) milliard d'euros, concerne
notamment Enedis pour (0,6) milliard d'euros, Edison pour (0,5) milliard d'euros et EDF SA pour 0,2 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.




Page 58 sur 79
12.5 Autres créditeurs
Les éléments constitutifs des autres créditeurs se répartissent comme suit :


(en millions d'euros) 30/06/2025 31/12/2024
Avances et acomptes reçus 3 556 3 614
Fournisseurs d’immobilisations 4 569 5 542
Dettes fiscales 4 790 5 167
Dettes sociales 6 416 6 717
Produits constatés d'avances sur contrats long terme 3 820 3 975
Autres produits constatés d'avance(1) 1 384 1 219
Appels de marge trading 458 486
Autres dettes(2) 4 584 3 950
AUTRES CRÉDITEURS 29 577 30 670
dont part non courante 5 621 6 039
dont part courante 23 956 24 631
(1) Ce poste intègre le versement initial au titre du protocole d'indemnisation Fessenheim reçu en 2020.
(2) Y compris dettes sur acquisition d'actifs et subventions d'investissements.


12.5.1 Avances et acomptes reçus

Au 30 juin 2025, les avances et acomptes reçus comprennent les paiements faits par les clients des contrats long terme de Framatome pour
1 656 millions d'euros (1 501 millions d’euros au 31 décembre 2024).

12.5.2 Produits constatés d’avance sur contrats long terme

Au 30 juin 2025, 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 2 104 millions d’euros (2 137 millions d’euros au 31 décembre 2024). Ils intègrent également les avances sur
contrats long terme pour 603 millions d'euros chez Framatome et 298 millions d'euros chez Arabelle Solutions.
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 2025, les autres dettes d’exploitation comprennent les appels de marge effectués dans le cadre de l’activité de trading pour un montant
de 0,5 milliard d’euros (comme au 31 décembre 2024). 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 2025 (comme au 31 décembre 2024). Les subventions
d'investissements reçues, nettes des effets périmètre sur le premier semestre 2025, s'élèvent à 70 millions d’euros (232 millions d’euros nets des
effets périmètre sur 2024).
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.




Page 59 sur 79
Note 13 Capitaux propres
13.1 Capital social
Au 30 juin 2025, 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 l'émetteur
L’Assemblée générale des actionnaires s'est tenue le 5 mai 2025.

Distribution de dividendes
Aucune distribution de dividendes n'a été réalisée en 2025 au titre de l'exercice 2024.

Autres distributions
Le 21 mai 2025, EDF a distribué à l'État français, actionnaire unique, un montant de 2 milliards d'euros imputés sur les primes liées au capital social.

13.3 Titres subordonnés à durée indéterminée
Au 30 juin 2025, le montant des titres subordonnés à durée indéterminée comptabilisés en capitaux propres s’élève à 10 047 millions d’euros
(déduction faite des coûts de transaction nets d’impôts) (inchangé par rapport au 31 décembre 2024).
La rémunération versée par EDF aux porteurs des titres subordonnés à durée indéterminée a été de 212 millions d’euros sur le premier
semestre 2025, contre 307 millions d'euros sur le premier semestre 2024 et 582 millions d’euros sur l’exercice 2024. La contrepartie de la trésorerie
versée en rémunération de ces titres est enregistrée en réduction des capitaux propres du Groupe.
Une rémunération de 48 millions d’euros a été versée en juillet 2025 par EDF aux porteurs de titres subordonnés à durée indéterminée contre
70 millions d’euros en juillet 2024.

13.4 Participations ne donnant pas le contrôle (intérêts minoritaires)

30/06/2025 30/06/2024
Résultat net Résultat net
attribuable aux attribuable aux
Participations ne participations ne Participations ne participations ne
% de donnant pas le donnant pas le donnant pas le donnant pas le
(en millions d'euros) participation contrôle contrôle contrôle contrôle
Principales participations ne donnant pas le contrôle :
EDF Energy Nuclear Generation Ltd. 20,00 1 422 118 2 018 195
NNB Holding Company (HPC) Ltd. 25,11 5 879 (37) 5 468 (23)
Sizewell C (Holding) Ltd. n.a. n.a. n.a. 3 105 (16)
EDF Investissements Groupe SA 13,78 1 026 16 521 7
Luminus SA 31,37 1 109 36 895 57
Framatome 19,50 190 (14) 168 (19)
Autres participations ne donnant pas le contrôle n.a. 1 270 63 1 612 105
TOTAL 10 896 182 13 787 306
n.a. : non applicable


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. correspondent à la part de CGN dans cette entité.
NNB Holding Company (HPC) Ltd. est la holding de la Société portant le projet Hinkley Point C, détenue à 74,89 % (72,60 % au 31 décembre 2024)
par le Groupe via EDF Energy.
La société Sizewell C (Holding) Ltd, détenue à 10,97 % (16,23 % au 31 décembre 2024 et 76,10 % au 30 juin 2024) par le Groupe via EDF Energy et qui
porte le projet Sizewell C est mise en équivalence depuis le 31 décembre 2024. Au 30 juin 2024, les participations ne donnant pas le contrôle
correspondaient 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 à la part de
Mitsubishi Heavy Industries à hauteur de 19,5 %.
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 66 millions d’euros au 30 juin 2025 (68 millions d’euros au 30 juin 2024).




Page 60 sur 79
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’évaluation 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 2024.
La répartition entre la part courante et la part non courante des provisions liées à la production nucléaire se présente comme suit :


30/06/2025 31/12/2024
(en millions d'euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Provisions pour aval du cycle nucléaire 32 505 2 084 34 589 33 220 1 995 35 215
Provisions pour déconstruction et derniers cœurs 34 966 1 699 36 665 35 609 1 453 37 062
Provisions liées à la production nucléaire 67 471 3 783 71 254 68 829 3 448 72 277


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) 31/12/2024 Augmentations Diminutions l’actualisation conversion mouvements 30/06/2025
Provisions pour gestion des
18 714 272 (700) 306 (38) (36) 18 518
combustibles usés
Provisions pour reprise et
520 - - 20 (16) (20) 504
conditionnement des déchets
Provisions pour gestion à long
15 981 143 (419) 35 (45) (128) 15 567
terme des déchets radioactifs
Provisions pour aval du cycle
35 215 415 (1 119) 361 (99) (184) 34 589
nucléaire
Provisions pour déconstruction
32 698 41 (453) 857 (396) (510) 32 237
des centrales nucléaires
Provisions pour derniers cœurs 4 364 - - 103 (43) 4 4 428
Provisions pour
déconstruction et derniers 37 062 41 (453) 960 (439) (506) 36 665
cœurs
PROVISIONS LIÉES À LA
72 277 456 (1 572) 1 321 (538) (690) 71 254
PRODUCTION NUCLÉAIRE


L’évolution des provisions liées à la production nucléaire observée sur le premier semestre 2025 s’explique notamment par :
● les reprises liées aux dépenses engagées sur le traitement des combustibles usés et des chantiers de déconstruction en France et au Royaume-Uni ;
● en France, une diminution de (220) millions d'euros des provisions nucléaires dont (959) millions d'euros liés à la hausse du taux
d’actualisation réel de 10 points de base (voir note 14.1). L’ « Effet de l’actualisation » comprend la charge de désactualisation des provisions
pour 1 197 millions d’euros et (500) millions d’euros au titre de la révision du taux d'actualisation comptabilisés en résultat financier. Les
« Autres mouvements » comprennent un montant de (459) millions d’euros au titre de la révision du taux d'actualisation pour les
provisions comptabilisées en contrepartie des actifs (actifs de contrepartie et actifs sous-jacents).




Page 61 sur 79
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.

Provisions pour gestion des combustibles usés
Concernant les provisions pour gestion des combustibles usés, les charges sont principalement évaluées à partir des flux physiques
prévisionnels à la date de l’arrêté des comptes, sur la base des contrats avec Orano Recyclage qui déclinent l’accord-cadre pour la période
2008 - 2040, et dont le dernier, signé le 1er octobre 2024, fixe les conditions d’application pour la période 2024 - 2026.
Concernant l’entreposage des combustibles usés, le scénario industriel intègre un report du risque de saturation des piscines de la Hague
au-delà de 2043 avec la mise en œuvre des projets parade (densification de l’entreposage à la Hague 1, entreposage à sec) ainsi que la
construction de capacités d’entreposage nouvelles pour les combustibles usés engagés actuellement et non recyclables dans des
installations industrielles construites ou en construction, dans l’attente des réacteurs de quatrième génération. Sur ce point,
en octobre 2024, EDF et Orano avaient proposé à l’instruction de la DGEC(1) et de l’ASN(2) un schéma industriel pour les futures installations
du cycle (Programme Aval du Futur - ADF) qui intégrait un atelier regroupant de nouvelles capacités d’entreposage (Atelier de
Déchargement et d’Entreposage du combustible usé - ADEC). Cette proposition était en cours d’instruction au 31 décembre 2024.
Sur le premier semestre 2025, concernant le projet ADEC, la DGEC a signifié à EDF et Orano par courrier en date du 10 mars 2025 qu’elle « n’émet pas
d’objection au projet industriel proposé ». Par ailleurs, le CPN(3) du 17 mars 2025 indique que « le financement sera principalement porté par EDF ».
Dans l’attente des études Avant-Projet Sommaire (APS) qui seront fournies par Orano à horizon fin 2026, la meilleure estimation à date du montant à
provisionner au titre de l’obligation d’entreposage des combustibles usés, non recyclables dans des installations construites ou en construction, est
basée sur les hypothèses sous-jacentes issues de la revue des coûts du projet proposé par EDF au niveau APS finalisé pour une installation comparable.
Par ailleurs, conformément aux prérogatives fixées par l’article 594-4 du code de l’environnement, la 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, dont les conclusions ne sont pas de nature à remettre en cause de manière significative les provisions
pour gestion des combustibles usés au 30 juin 2025, s’est achevé au 1er semestre 2025. Les remarques considérées comme fondées ont été prises
en compte dans les comptes annuels au 31 décembre 2024. Une lettre de suite sera adressée par la DGEC à EDF au cours du second semestre 2025.

Provision pour gestion à long terme des déchets radioactifs
Le 12 mai 2025, l’Andra(4) a remis au ministre chargé de l’Industrie et de l’Énergie un rapport portant sur la mise à jour de l’évaluation du
chiffrage de Cigéo, projet de stockage géologique profond pour les déchets radioactifs de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie
longue (MAVL). Les nouveaux éléments communiqués par l’Andra sont la première étape du processus qui va permettre d’actualiser le
chiffrage de référence du projet Cigéo et les provisions associées.
Le planning de référence de l’Andra a également été révisé, la réception des premiers colis de déchets étant dorénavant envisagée pour
2050 (versus entre 2035 et 2040 dans le planning de référence précédent).
Les éléments communiqués par l’Andra sous la forme d’estimations hautes, intermédiaires et basses selon les hypothèses considérées intègrent
notamment un scénario comprenant des optimisations jugées atteignables à terme, dans le cadre du planning prévisionnel du projet, et montrent
pour ce scénario, à fiscalité constante, une relative stabilité des chiffrages associés. Au 30 juin 2025, les provisions au titre du stockage des déchets
HA-MAVL permettent de couvrir le scénario de chiffrage optimisé, retenu par l’entreprise, sur la base des éléments publiés. L’arrêté ministériel fixant le
coût de Cigéo est prévu pour une publication au second semestre 2025, ce qui devrait conduire au réexamen de la provision à cette échéance.
Enfin, l’article 127 de la loi de finances pour 2021 prévoit une évolution de la fiscalité du projet Cigéo (passage d’une fiscalité basée sur le droit commun
des installations industrielles à une fiscalité basée sur une taxe de stockage). Les dispositions associées à cette loi et leur éventuel impact sur le niveau
de la fiscalité du projet restent toutefois à préciser.
Par ailleurs, dans le cadre du projet de démantèlement de la centrale de Creys-Malville, EDF a été amené à traiter en tant que déchets les 5 520 tonnes
de sodium contenues dans les circuits primaires et secondaires du réacteur. Le procédé mis en œuvre a conduit à la fabrication d’environ 38 000
blocs de béton sodés d’un mètre cube entre 2009 et 2014. Ces blocs sont actuellement entreposés dans le bâtiment pour l’Entreposage du
Combustible (APEC) à Creys-Malville. Le traitement préalable à leur stockage définitif au Centre industriel de regroupement, d’entreposage et de
stockage (CIRES) a été réévalué suite à des premiers résultats d'études permettant de repréciser certaines hypothèses du scénario de référence,
générant une augmentation des provisions pour gestion à long terme des déchets radioactifs (117 millions d’euros) et de déconstruction des centrales
arrêtées (38 millions d’euros) au 30 juin 2025.

Provisions pour déconstruction des centrales nucléaires
Concernant les provisions pour démantèlement et derniers cœurs, il n’y a pas eu sur le premier semestre 2025 d’événement réglementaire,
industriel, opérationnel ou financier susceptible de conduire à une évolution notable des devis et provisions.
Compte tenu d’évolutions réglementaires récentes sur le traitement des peintures amiantées, il a été décidé de la mise en œuvre d’un plan d’action
pluriannuel visant à collecter les informations disponibles dans le système d’information et à établir un programme de caractérisation. Au 30 juin 2025,
les données disponibles ne permettent pas de caractériser et de définir l’impact de la présence de peinture amiantée sur le démantèlement du parc
en exploitation.

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 2024.


(1) Direction Générale de l’Énergie et du Climat
(2) Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN). En 2025, renommée ASNR (Autorité de Sûreté Nucléaire et de Radioprotection)
(3) Conseil de Politique Nucléaire
(4) Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs



Page 62 sur 79
Sur cette base, le taux d’actualisation nominal s’établit à 4,6 % au 30 juin 2025 (4,5 % au 31 décembre 2024) prenant en compte une hypothèse
d’inflation de 1,9 % (identique au 31 décembre 2024), soit un taux d’actualisation réel de 2,7 % au 30 juin 2025 (2,6 % au 31 décembre 2024).
La hausse du taux d’actualisation reflète la hausse observée des taux des OAT, et leur forte volatilité, sur le premier semestre 2025.

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 son arrêté
d’application du 1er juillet 2020 (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 2,69 % au 30 juin 2025 (2,72 % au 31 décembre 2024).
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 6,0 % observé entre le 1er janvier 2004 et le
30 juin 2025, 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


30/06/2025 31/12/2024
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 des combustibles usés 24 918 16 091 24 849 16 211
dont non liée au cycle d'exploitation 7 856 4 514 7 794 4 496
Gestion à long terme des déchets radioactifs 40 886 14 015 40 405 14 156
AVAL DU CYCLE NUCLÉAIRE 65 804 30 106 65 254 30 367
Déconstruction des centrales nucléaires en exploitation 25 390 13 508 25 154 13 510
Déconstruction des centrales nucléaires arrêtées 9 328 5 676 9 313 5 711
Derniers cœurs 5 248 3 065 5 167 2 995
DÉCONSTRUCTION ET DERNIERS CŒURS 39 966 22 249 39 634 22 216
PROVISIONS LIÉES À LA PRODUCTION NUCLÉAIRE - PÉRIMÈTRE
52 355 52 583
LOI DU 28 JUIN 2006


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 2025 :

Sensibilité au taux d'actualisation
Sur la provision au bilan Sur le résultat avant impôt
Montants
provisionnés en + 20 points - 20 points + 20 points - 20 points
(en millions d'euros) valeur actualisée de base de base de base de base
Aval du cycle nucléaire :
- gestion des combustibles usés 17 337 (304) 321 260 (275)
- gestion à long terme des déchets radioactifs 14 015 (682) 760 517 (583)
Déconstruction et derniers cœurs :
- déconstruction des centrales nucléaires en exploitation 13 508 (574) 605 0 0
- déconstruction des centrales nucléaires arrêtées 5 676 (158) 168 158 (168)
- derniers cœurs 3 065 (94) 100 (0) (0)
TOTAL 53 601 (1 812) 1 954 935 (1 026)
dont part dans l'assiette de couverture des actifs dédiés 38 335 (1 578) 1 711 796 (881)


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 (923)/958 millions d’euros dont 478/
(501) millions d’euros sur le résultat avant impôt.




Page 63 sur 79
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 2024.

14.2.1 Évolutions des actifs dédiés sur le premier semestre

Le taux de couverture des provisions étant supérieur à 100 % au 31 décembre 2024 (104,7 %), il n’y a pas d’obligation de dotation aux actifs dédiés
en 2025 et aucune dotation n'a été réalisée sur le premier semestre 2025 (pour rappel, il n’y a pas eu d’obligation de dotation aux actifs dédiés
en 2024 et aucune dotation n'a été réalisée en 2024).
La performance des actifs dédiés (actifs cotés et non cotés) s’est élevée à 1,9 % au premier semestre.
La performance des actifs de rendement de +3,6 % est en progression par rapport au premier semestre 2024, en dépit de l’évolution défavorable
au premier semestre 2025 des parités EUR/USD et EUR/GBP et d’une reprise encore timide du marché de l’immobilier de bureaux. Au premier
semestre 2025, 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 continué à souscrire dans des fonds diversifiés.
Les actifs de croissance (essentiellement composés d’actions cotées) ont terminé le semestre en performance positive de 1,1%, malgré la volatilité
intervenue sur les marchés, notamment américains. Les investisseurs ont finalement intégré les incertitudes économiques générées par la décision des
États-Unis d’imposer une forte augmentation des droits de douane à leurs partenaires commerciaux et la perspective d’accords commerciaux
combinée à la très forte résilience de l’économie américaine ont permis aux marchés de rebondir fortement. Le dollar américain a toutefois été orienté
assez nettement à la baisse, ce qui a pesé sur la performance en Euro.
Les actifs de taux (principalement constitués d’obligations cotées) ont enregistré une performance de 1,8% au premier semestre. Les obligations
cotées ont été assez volatiles sur la période, avec une tendance à la repentification des courbes (écart croissant entre les taux longs et les taux courts)
partout dans le monde. L’attention des investisseurs se concentre de plus en plus sur les sujets de politique budgétaire : les besoins de financement
des États sont revus à la hausse, ce qui justifie aux yeux des investisseurs une prime de rendement supplémentaire à long terme.
Des variations de juste valeur positives du portefeuille d’actifs dédiés (OPC, actions) ont ainsi été enregistrées sur le premier semestre 2025 dans le
résultat financier à hauteur de +319 millions d’euros (voir note 8.3) contre des variations de juste valeur positives à hauteur de +1 837 millions d’euros
sur le premier semestre 2024 et de +2 998 millions d’euros sur l'exercice 2024. De même, des variations de juste valeur positives sur le portefeuille
d’actifs dédiés obligations ont été enregistrées sur le premier semestre 2025 en OCI à hauteur de +54 millions d’euros (voir note 17.1.2) contre des
variations de juste valeur négatives à hauteur de (98) millions d’euros sur le premier semestre 2024 et des variations de juste valeur positives de
+164 millions d'euros en 2024.
Des retraits pour un montant de 374 millions d’euros ont été effectués à hauteur des décaissements au titre des obligations nucléaires de long terme
à couvrir au premier semestre 2025 (329 millions d'euros sur le premier semestre 2024 et 527 millions d’euros sur l'exercice 2024).




Page 64 sur 79
14.2.2 Valorisation des actifs dédiés d’EDF

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


30/06/2025 31/12/2024
Valeur Valeur de Valeur Valeur de
(en millions d'euros) Présentation au bilan consolidé comptable réalisation comptable réalisation
ACTIFS DE RENDEMENT (EDF Invest)(1) 6 986 9 755 6 877 9 485
Participations dans les entreprises
Entreprises associées (dont CTE) 4 564 7 331 4 534 7 135
associées(2)
Titres de dettes et de capitaux
Autres actifs non cotés 2 401 2 403 2 354 2 361
propres et autres actifs nets(3)
Dérivés Juste valeur des dérivés 21 21 (11) (11)
ACTIFS DE CROISSANCE 15 543 15 543 16 633 16 633
Actions cotées Titres de dettes 14 744 14 744 15 995 15 995
Fonds actions non cotées (EDF Invest) Titres de dettes 696 696 699 699
Dérivés Juste valeur des dérivés 103 103 (61) (61)
ACTIFS DE TAUX 15 448 15 448 14 202 14 202
Obligations(4) Titres de dettes 12 997 12 997 13 172 13 172
Fonds de dette à haut rendement non cotée (EDF
Titres de dettes 248 248 260 260
Invest)
Fonds de dette senior non cotée (EDF Invest) Titres de dettes 400 400 395 395
Trésorerie(4) Titres de dettes 1 785 1 785 365 365
Dérivés Juste valeur des dérivés 18 18 10 10
TOTAL DES ACTIFS DÉDIÉS 37 977 40 746 37 712 40 320
(1) Dont participation du Groupe de 50,1 % dans CTE, société détenant 100 % des titres de RTE (voir note 11.1). 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 2 281 millions d’euros et une valorisation de la quote-part de capitaux propres des autres sociétés contrôlées.
(4) Après déduction de 1 387 millions d'euros de dette financière (comptabilisée dans le cadre des opérations de prêts de titres pour 920 millions d'euros et de mises
en pension d'obligations pour 467 millions d'euros) dont 428 millions d’euros ont été réinvestis en Obligations et 960 millions d’euros en OPCVM monétaires
présentés en 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) 30/06/2025 31/12/2024
Provisions pour gestion des combustibles usés – part non liée au cycle d’exploitation au sens de la réglementation 4 514 4 496
Provisions pour gestion à long terme des déchets radioactifs 14 015 14 156
Provisions pour déconstruction des centrales nucléaires 19 184 19 221
Provisions pour derniers cœurs – part relative aux coûts futurs de gestion à long terme des déchets radioactifs 622 634
COÛT ACTUALISÉ DES OBLIGATIONS NUCLÉAIRES DE LONG TERME 38 335 38 507
VALEUR DE RÉALISATION ACTIFS DÉDIÉS 40 746 40 320
TAUX DE COUVERTURE RÈGLEMENTAIRE 106,3 % 104,7 %


Au 30 juin 2025, le taux de couverture réglementaire des provisions par des actifs dédiés est de 106,3 %. 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 2025.
La performance de 1,9 % des actifs dédiés sur le 1er semestre 2025 et l’effet du changement du taux d’actualisation conduisent à une hausse
du taux de couverture des provisions nucléaires à 106,3 % au 30 juin 2025 (104,7 % au 31 décembre 2024), présentant une marge
significative au-dessus du seuil réglementaire de 100 %.




Page 65 sur 79
Note 15 Provisions pour avantages du personnel
15.1 Provisions pour avantages du personnel du Groupe

(en millions d'euros) 30/06/2025 31/12/2024
Provisions pour avantages du personnel – part courante 742 778
Provisions pour avantages du personnel – part non courante 16 334 17 284
PROVISIONS POUR AVANTAGES DU PERSONNEL 17 076 18 062


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 31/12/2024(1) 34 692 (17 185) 17 507
Charge nette du premier semestre 2025 934 (349) 585
Écarts actuariels (1 483) 567 (916)
Cotisations versées aux fonds - (38) (38)
Cotisations salariales - - -
Prestations versées (834) 193 (641)
Écarts de conversion (184) 200 16
Autres variations - - -
SOLDE AU 30/06/2025 33 125 (16 612) 16 513
dont provisions pour avantages du personnel 17 076
dont actifs financiers non courants (563)
(1) Le passif net au 31 décembre 2024 était composé de la provision pour avantages du personnel pour 18 062 millions d’euros et d’actifs financiers non courants
pour (555) millions d’euros soit un passif net de 17 507 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 26 550 (9 878) 16 672
Royaume-Uni 5 693 (6 229) (536)
Autres 882 (505) 377
SOLDE AU 30/06/2025 33 125 (16 612) 16 513
dont provisions pour avantages du personnel 17 076
dont actifs financiers non courants (563)



(en millions d'euros) Engagements Actifs de couverture Passif net
France 27 749 (10 093) 17 656
Royaume-Uni 6 054 (6 579) (525)
Autres 889 (513) 376
SOLDE AU 31/12/2024 34 692 (17 185) 17 507
dont provisions pour avantages du personnel 18 062
dont actifs financiers non courants (555)


Les écarts actuariels sur engagements générés au premier semestre 2025 s’élèvent à (1 483) millions d’euros :
● dont (1 306) millions d’euros en France en lien avec l'évolution à la hausse du taux d’actualisation réel (+30 points de base, voir note 15.2) ;
● dont (163) millions d’euros au Royaume-Uni, en lien avec la hausse du taux d'actualisation réel (+20 points de base, voir note 15.2).
Les écarts actuariels sur actifs générés au premier semestre 2025 s’élèvent à 567 millions d’euros. Ils résultent principalement d’une performance des
actifs de couverture inférieure aux taux d’actualisation, en France pour 382 millions d'euros et au Royaume-Uni pour 176 millions d'euros, en lien avec
la baisse de valorisation des produits de taux, principalement obligataires, dans un contexte de hausse des taux d'intérêts.




Page 66 sur 79
15.1.2 Charges au titre des avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages à long terme

(en millions d'euros) S1 2025 S1 2024
Coût des services rendus (274) (259)
Coût des services passés - 30
Écarts actuariels – avantages à long terme (17) (43)
Effet d'une réduction ou liquidation de régime -
Charges nettes en résultat d’exploitation (291) (272)
Charges d’intérêts (effets de l’actualisation) (643) (608)
Produit sur les actifs de couverture 349 330
Charges d’intérêts nette en résultat financier (294) (278)
CHARGES AU TITRE DES AVANTAGES DU PERSONNEL ENREGISTRÉES DANS LE COMPTE DE
(585) (550)
RÉSULTAT
Écarts actuariels sur engagements relatifs aux avantages postérieurs à l’emploi 1 483 1 107
Écarts actuariels sur actifs de couverture (567) (526)
Écarts actuariels 916 581
Écarts de conversion (16) 5
GAINS ET PERTES SUR AVANTAGES DU PERSONNEL COMPTABILISÉS DIRECTEMENT EN CAPITAUX
900 586
PROPRES


15.2 Hypothèses actuarielles
Les méthodes de détermination de ces hypothèses actuarielles restent inchangées par rapport à celles du 31 décembre 2024.
Les principales hypothèses actuarielles retenues pour l'évaluation des avantages du personnel sont les suivantes :


France Royaume-Uni
(en %) 30/06/2025 31/12/2024 30/06/2025 31/12/2024
Taux d'actualisation/taux de rendement des actifs(1) 3,70 % 3,40 % 5,70 % 5,55 %
Taux d’inflation 1,90 % 1,90 % 2,90 % 2,95 %
Taux d'augmentation des salaires(2) 2,90 % 2,90 % 2,80 % 2,85 %
(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.




Page 67 sur 79
Note 16 Autres provisions

30/06/2025 31/12/2024
(en millions d'euros) Notes Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Autres provisions pour déconstruction 16.1 2 148 140 2 288 2 147 147 2 294
Autres provisions 16.2 4 095 2 858 6 953 3 875 2 547 6 422
AUTRES PROVISIONS 6 243 2 998 9 241 6 022 2 694 8 716


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 2024. Cette répartition reste
similaire au 30 juin 2025.

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) 31/12/2024 Augmentations utilisées sans objet de périmètre mouvements 30/06/2025
Provisions pour risques liés aux filiales et
806 - - - - (173) 633
participations
Provisions pour risques fiscaux « hors IS » 41 - (1) - - (2) 38
Provisions pour litiges 223 42 (18) (2) - 3 248
Provisions pour contrats onéreux 609 89 (53) (331) 10 56 380
Provisions liées aux dispositifs
1 700 1 300 (432) - - (51) 2 517
environnementaux
Autres provisions pour risques et charges 3 043 495 (322) (52) (6) (21) 3 137
TOTAL 6 422 1 926 (826) (385) 4 (188) 6 953


Provisions pour contrats onéreux
Les provisions pour contrats onéreux concernent principalement le contrat long-terme de regazéification avec Dunkerque LNG (activités gazières GNL
du Groupe). Au cours du premier semestre 2025, la réévaluation des hypothèses macroéconomiques d’utilisation du terminal suite à la conclusion d’un
nouveau contrat a conduit à la reprise partielle nette de la provision à hauteur de 327 millions d'euros au 30 juin 2025.
Les autres provisions sont individuellement non significatives.

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.




Page 68 sur 79
Autres provisions pour risques et charges
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 ; iii) créer un cadre de valorisation et de partage des
coûts coordonné sur une base 50/50.
À cet égard, au 31 décembre 2024, Edison avait ainsi comptabilisé un passif totalisant 702 millions d’euros, répartis à hauteur de 286 millions d’euros
en dette (au titre des coûts supportés par ENI antérieurs au 31 décembre 2023 et qui sera réglée à parts égales en septembre 2025 et septembre
2026) et 416 millions d’euros en provisions.
Au premier semestre 2025, une mise à jour des estimations de coûts 2025 et futurs a été réalisée amenant à une dotation complémentaire de la
provision de 62 millions d’euros. Ce travail de révision des coûts estimés continuera à être effectué à chaque clôture de façon à assurer la cohérence
entre le niveau de provisionnement et les estimations de coûts de remédiations environnementales.

Aumelas
Concernant le site d'Aumelas, par jugement du 7 avril 2025, la Chambre correctionnelle du tribunal judiciaire de Montpellier a condamné des sociétés
de projet, EDF Renouvelables, EDF Renouvelables France, Futuren et un ancien Président Directeur Général de EDF Renouvelables dans un contentieux
relatif à des atteintes alléguées aux espèces protégées entre 2017 et 2021 du fait de l’exploitation des parcs éoliens. Les sociétés condamnées et
l’ancien Président Directeur Général ont interjeté appel.

Autres
Les autres provisions couvrent 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.




Page 69 sur 79
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 :


30/06/2025 31/12/2024
(en millions d'euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Titres en juste valeur en OCI recyclable 5 173 20 250 25 423 6 459 15 304 21 763
Titres en juste valeur en OCI non recyclable 300 5 305 302 5 307
Titres en juste valeur en résultat 30 366 7 254 37 620 28 613 1 939 30 552
Titres de dettes ou de capitaux propres 35 839 27 509 63 348 35 374 17 248 52 622
Dérivés de transaction – Juste valeur positive - 3 275 3 275 - 4 915 4 915
Dérivés de couverture – Juste valeur positive(1) 2 920 1 589 4 509 4 109 1 892 6 001
Prêts et créances financières(2) 16 430 2 061 18 491 16 468 2 684 19 152
ACTIFS FINANCIERS COURANTS ET NON COURANTS 55 189 34 434 89 623 55 951 26 739 82 690
(1) Dont 2 619 millions d’euros au titre des dérivés de couverture des dettes au 30 juin 2025 (3 937 millions d'euros au 31 décembre 2024 et voir note 18.2).
(2) Dont dépréciation pour (640) millions d’euros au 30 juin 2025 ((653) millions d’euros au 31 décembre 2024).


La diminution de la juste valeur positive des dérivés de transaction pour 1 640 millions 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 en 2025.

17.1.2 Titres de dettes ou de capitaux propres

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


30/06/2025 31/12/2024
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) 5 227 - 29 312 34 539 33 123
Actifs liquides 20 139 - 7 190 27 329 17 999
Autres actifs (2)
57 305 1 118 1 480 1 500
TOTAL 25 423 305 37 620 63 348 52 622
(1) Les actifs dédiés d’EDF incluent un montant de 1 387 millions d’euros au titre de mises en pensions de titres pour 467 millions d'euros et de prêts de titres pour
920 millions d'euros. 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 nette 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 2024.
La variation monétaire d'actifs financiers de (9 346) millions d'euros (telle que présentée dans le tableau de flux de trésorerie) résulte
essentiellement des placements de trésorerie en lien avec les émissions réalisées par EDF sur le premier semestre 2025 au sein des actifs
liquides (OPCVM, obligations et dépôts court terme).




Page 70 sur 79
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 2025 S1 2024
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 (3) - (57) (160) - (62)
Actifs liquides 56 - 46 148 - (29)
Autres titres - 5 - - 3 -
TITRES DE DETTES ET DE
53 5 (11) (12) 3 (91)
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
+64 millions d’euros dont 54 millions d’euros au titre des actifs dédiés sur le premier semestre 2025 et pour +79 millions d’euros dont
(98) millions d’euros au titre des actifs dédiés sur le premier semestre 2024.
Aucune perte de valeur significative n’a par ailleurs été enregistrée sur le premier semestre 2025.

17.1.3 Prêts et créances financières

Les prêts et créances financières sont composés comme suit :


(en millions d'euros) 30/06/2025 31/12/2024
Créances à recevoir du NLF 15 619 16 142
Autres prêts et créances financières 2 872 3 010
PRÊTS ET CRÉANCES FINANCIÈRES 18 491 19 152


Au 30 juin 2025, 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 15 619 millions d’euros au 30 juin 2025 (16 142 millions d’euros au 31 décembre 2024), qui
sont actualisés au même taux que les provisions qu’ils financent, tels qu'exposés en note 14.2 ;
● 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 536 millions d’euros au 30 juin 2025
contre 525 millions d’euros au 31 décembre 2024,
> le montant représentatif des versements anticipés réalisés auprès de Synatom par Luminus au titre de la couverture des obligations nucléaires de
long terme pour 303 millions d’euros au 30 juin 2025 (354 millions d’euros au 31 décembre 2024) 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, principalement à des parcs en France et au
Royaume-Uni, pour un montant de 766 millions d’euros au 30 juin 2025 contre 814 millions d’euros au 31 décembre 2024. Sur le premier semestre
2025, le prêt lié au projet du parc éolien terrestre Dumat Al Jandal en Arabie Saoudite a été totalement déprécié pour (50) millions d'euros. Cette
dépréciation fait suite à des performances opérationnelles inférieures aux prévisions.




Page 71 sur 79
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 :


30/06/2025 31/12/2024
(en millions d'euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total
Emprunts et dettes financières 74 282 13 175 87 457 68 871 12 931 81 802
Dettes financières - Actifs dédiés(1) - 1 387 1 387 - - -
Dérivés de transaction – Juste valeur négative - 3 504 3 504 - 4 315 4 315
Dérivés de couverture – Juste valeur négative(2) 3 392 1 158 4 550 2 225 1 642 3 867
PASSIFS FINANCIERS 77 674 19 224 96 898 71 096 18 888 89 984
(1) Les actifs dédiés d’EDF incluent un montant de 1 387 millions d’euros au titre de mises en pensions de titres pour 467 millions d'euros et de prêts de titres pour
920 millions d'euros. 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 nette 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 3 180 millions d’euros au titre des dérivés de couverture de dettes intégrés dans l’endettement financier net (2 065 millions d'euros au 31 décembre 2024 et
voir note 18.2).


La diminution de la juste valeur négative des dérivés de transaction ((811) millions 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 2025.
La hausse de la juste valeur négative des dérivés de couverture (853 millions d'euros) s’explique essentiellement par la mise en place de nouveaux
dérivés de couverture de juste valeur sur la dette brute en lien avec les nouvelles émissions de la période et par un effet change, principalement lié à
l’appréciation de l’euro contre le dollar américain.

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 31/12/2024 54 116 12 777 8 825 4 421 1 663 81 802
Augmentations 7 445 1 067 4 022 381 79 12 994
Diminutions (4) (1 087) (2 221) (410) (156) (3 878)
Écarts de conversion (449) (97) (80) (57) 1 (682)
Mouvements de périmètre - 2 1 5 - 8
Variations de juste valeur (2 549) (184) (1) - - (2 734)
Autres mouvements - (4) (99) 56 (6) (53)
SOLDES AU 30/06/2025 58 559 12 474 10 447 4 396 1 581 87 457


Sur le premier semestre 2025, EDF a lancé l'émission de 7 445 millions d'euros équivalent d'obligations senior sur différents marchés :
● le 6 janvier 2025, 484 millions d'euros (500 millions de dollars U.S.) d'obligations senior vertes « Formosa » d’une maturité de 5 ans (cf.
communiqué de presse du Groupe du 6 janvier 2025) ;
● le 6 janvier 2025, 1 799 millions d'euros (1,9 milliard de dollars US) en trois tranches d'obligations senior (cf. communiqué de presse du
Groupe du 7 janvier 2025) :
> obligation de 700 millions de dollars U.S., d’une maturité de 10 ans avec un coupon fixe de 5,75 %,
> obligation de 800 millions de dollars U.S., d’une maturité de 30 ans avec un coupon fixe de 6,38 %,
> émission additionnelle de 400 millions de dollars U.S. de l’obligation émise le 22 avril 2024 d’une maturité initiale de 40 ans, avec un
coupon fixe de 6,00 % ;
● le 24 janvier 2025, 606 millions d'euros (480 millions d’euros et 100 millions de livres sterling) via de nouvelles obligations assimilables à
quatre souches obligataires senior existantes (cf. communiqué de presse du Groupe du 27 janvier 2025) :
> émission additionnelle de 250 millions d’euros assimilables aux obligations vertes émises le 5 décembre 2023 d’une maturité initiale de
3,5 ans avec un coupon fixe de 3,75 %,
> émission additionnelle de 100 millions d’euros assimilables aux obligations émises le 12 octobre 2022 d’une maturité initiale de 7 ans
avec un coupon fixe de 4,38 %,
> émission additionnelle de 130 millions d’euros assimilables aux obligations vertes émises le 17 juin 2024 d’une maturité initiale de 12 ans
avec un coupon fixe de 4,38 %,




Page 72 sur 79
> émission additionnelle de 100 millions de livres sterling assimilables aux obligations émises le 8 novembre 2024 d’une maturité initiale
de 40 ans avec un coupon fixe de 6,50 % ;
● le 30 janvier 2025, 501 millions d'euros (750 millions de dollars canadiens) en deux tranches d’obligations vertes senior (cf. communiqué de
presse du Groupe du 31 janvier 2025) :
> obligations vertes de 450 millions de dollars canadiens, d’une maturité de 10 ans avec un coupon fixe de 4,57 %,
> obligations vertes de 300 millions de dollars canadiens, d’une maturité de 30 ans avec un coupon fixe de 5,23 % ;
● le 30 avril 2025, 2,25 milliards d’euros en trois tranches d’obligations senior vertes (cf. communiqué de presse du Groupe du 30 avril 2025) :
> obligation de 750 millions d’euros, d’une maturité de 7 ans avec un coupon fixe de 3,25 %,
> obligation de 1 milliard d’euros, d’une maturité de 12 ans avec un coupon fixe de 4,00 %,
> obligation de 500 millions d’euros, d’une maturité de 20 ans avec un coupon fixe de 4,63 %.
● Le 20 juin 2025, EDF a annoncé la signature d’un accord avec Apollo pour émettre des emprunts obligataires d’un montant total maximum de
4,5 milliards de livres sterling par voie de placement privé non coté, dans le cadre de son programme EMTN en trois tranches d'obligations
senior. La première tranche a été émise le 26 juin 2025 pour un montant de 1 728 millions d'euros (1,5 milliard de livres sterling). Cette
opération permet à EDF de sécuriser une part substantielle du financement en livre sterling de ses investissements au Royaume-Uni pendant
les trois années à venir, en particulier le projet Hinkley Point C (cf. communiqué de presse du Groupe du 20 juin 2025).
Concernant les emprunts auprès d'établissements de crédit, les principales opérations réalisées sur le premier semestre 2025 sont
relatives à des nouveaux prêts bancaires de maturité entre 3 à 5 ans pour 790 millions d'euros et au remboursement de
(887) millions d'euros sur tirages de lignes de crédits en euros.
Au 30 juin 2025, les autres dettes financières d'EDF incluent notamment des titres de créances négociables (TCN) pour un montant de
1 473 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 879 millions d'euros. Ces opérations sont sans impact sur l'endettement financier net.
Les émissions et remboursements d'emprunts ayant un effet monétaire 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 30/06/2025
Émissions d'emprunts 7 445 1 067 4 022 - - 12 534
Remboursements d'emprunts (4) (1 087) (2 221) (410) (18) (3 740)


17.2.2.2 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 1 820 931 8 495 767 1 162 13 175
Entre un et cinq ans 13 537 9 461 1 035 2 133 60 26 226
À plus de cinq ans 43 202 2 082 917 1 496 359 48 056
EMPRUNTS ET DETTES FINANCIÈRES
58 559 12 474 10 447 4 396 1 581 87 457
AU 30/06/2025




Page 73 sur 79
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 16 638 millions d’euros
au 30 juin 2025 (14 315 millions d’euros au 31 décembre 2024). Ces montants incluent 12 190 millions d’euros au titre des lignes indexées sur
des critères ESG non tirées au 30 juin 2025 (11 688 millions d'euros au 31 décembre 2024).
L'augmentation de ces lignes de crédit est liée à une nouvelle ligne de crédit de 2 milliards d'euros octroyée à EDF Trading par un syndicat de banques.
30/06/2025 31/12/2024
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
LIGNES DE CRÉDIT CONFIRMÉES 16 638 3 011 13 604 23 14 315


17.4 Juste valeur des emprunts et dettes financières

30/06/2025 31/12/2024
(en millions d'euros) Juste valeur Valeur au bilan Juste valeur Valeur au bilan
EMPRUNTS ET DETTES FINANCIÈRES 83 365 87 457 78 793 81 802


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 2025 S1 2024 2024
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(3) (170) - 7 83 - 9 117 - (2)
Couverture de change (318) (568) 1 336 183 (16) 254 605 (5)
Couverture d’investissement net à
562 - - (407) - - (666) - -
l’étranger
Couverture de matières premières 856 (65) (9) 186 (1 137) (72) 1 462 (1 051) (76)
INSTRUMENTS FINANCIERS DE
930 (633) (1) 198 (954) (79) 1 167 (446) (83)
COUVERTURE(4)
(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
1 563 millions d’euros sur le premier semestre 2025 (1 152 millions d'euros sur le premier semestre 2024 et 1 613 millions d’euros en 2024).
Au 30 juin 2025, les variations brutes de juste valeur reconnues en capitaux propres incluent pour (175) millions d'euros (+133 millions d'euros au 31
décembre 2024 et +31 millions d'euros au 30 juin 2024) de variations de juste valeur des coûts de couverture relatives à l’écart de base entre
monnaies (foreign currency basis spread) sur les swaps de taux et de devises (cross-currency swaps). Ces variations de juste valeur sont recyclées en
résultat, via les charges d'intérêts sur opérations de financement intégrées au compte de résultat dans le coût de l’endettement financier brut (voir
note 8.1).
Elle s’explique au premier semestre 2025 par la variation brute de juste valeur des couvertures d’investissements nets à l’étranger pour un montant de
562 millions d’euros ((407) millions d'euros sur le premier semestre 2024 et (666) millions d’euros en 2024) et des autres couvertures de taux, change
et matières premières pour un montant de 1 176 millions d’euros (1 497 millions d'euros sur le premier semestre 2024 et 2 146 millions d’euros
en 2024) – voir l’état du résultat global consolidé.
Pour les couvertures de matières premières, le montant transféré en EBE au premier semestre 2025 pour (65) millions d’euros concerne les
contrats de couverture :
● d’électricité pour +30 millions d’euros, principalement sur les secteurs France - Activités de production et commercialisation et Royaume-Uni ;
● de gaz pour (136) millions d'euros, sur le secteur France - Activités de production et commercialisation et Royaume‑Uni ;
● de C02 pour +31 millions d'euros, sur le secteur France - Activités de production et commercialisation et Royaume‑Uni ;
● et les autres couvertures pour +10 millions d’euros.




Page 74 sur 79
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 5 495 millions d’euros à fin juin 2025, en diminution de (2 859) millions d’euros par rapport au premier
semestre 2024.
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 2025 S1 2024
Résultat Résultat
Part des net part du net part du
(en millions d'euros) Notes Brut Impôts minoritaires Groupe Groupe
Résultat net - - - 5 475 7 039
Variations de juste valeur des titres de dettes et capitaux propres (363) 112 2 (249) (1 406)
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés
6 144 (38) - 106 (519)
énergie et matières premières hors activités de trading
Pertes de valeur 173 (66) - 107 506
dont pertes de valeur sur les goodwill, les immobilisations
10.3 185 (53) - 132 210
incorporelles et corporelles(1)
dont dépréciations et provisions au titre des participations dans les
(12) (13) - (25) 296
entreprises associées et coentreprises(2)
Autres éléments 120 (63) (1) 56 2 734
dont autres produits et charges d'exploitation 7 120 (63) (1) 56 2 734
RÉSULTAT NET COURANT 5 495 8 354
(1) Au 30 juin 2025, les pertes de valeur comprennent notamment les dépréciations nettes d'actifs sur le secteur EDF power solutions pour un total de (93) millions
d'euros et sur le secteur France – Activités de production et commercialisation pour (83) millions d'euros (voir. note 10.3). Au 30 juin 2024, les pertes de valeur
comprenaient notamment la dépréciation des actifs liés à Nuward pour un montant de (230) millions d'euros.
(2) Incluent les dépréciations au titre des participations, créances dans les entreprises associées et coentreprises et provisions rattachées. Au 30 juin 2024, les
dépréciations concernaient les actifs dédiés et le parc éolien détenu par EDF Renouvelables en Mer d’Écosse Neart na Goithe (NnG) pour (208) millions d'euros.


18.2 Endettement financier net
L'endettement financier net du Groupe s'élève à 49 982 millions d'euros à fin juin 2025 (contre 54 346 millions d'euros à fin décembre 2024).
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 30/06/2025 31/12/2024
Emprunts et dettes financières 17.2.2 87 457 81 802
Dérivés de couverture des dettes 17.1.1 et 17.2.1 561 (1 872)
Trésorerie et équivalents de trésorerie (10 728) (7 597)
Titres de dettes et de capitaux propres – Actifs liquides 17.1.2 (27 329) (17 999)
Dérivés de couverture des actifs liquides 21 12
ENDETTEMENT FINANCIER NET 49 982 54 346


La ligne « Emprunts et dettes financières » comprend un montant de 793 millions d’euros au titre des appels de marge débiteurs sur les dérivés de
taux et de change au 30 juin 2025 (1 639 millions d'euros au 31 décembre 2024).
La ligne « Trésorerie et équivalents de trésorerie » comprend un montant de (1 097) millions d'euros au titre des appels de marge créditeurs sur les
dérivés de taux et de change au 30 juin 2025 ((156) millions d'euros au 31 décembre 2024).




Page 75 sur 79
Note 19 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 2025 par rapport aux éléments présentés dans l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2024 en note 21 et au
chapitre 7.1.5 du Document d'enregistrement universel.

19.1 Contrôles fiscaux

EDF
Pour les exercices 2012 à 2021, l’Administration fiscale a remis en cause la déductibilité fiscale de certains passifs nucléaires de long terme. Par
une décision du 5 juillet 2024, la Cour administrative d’appel de Paris a rendu un arrêt en tous points identique à la décision de première
instance et validé la position d’EDF en ce qui concerne l’une des provisions contestées, mais a confirmé le redressement s’agissant de l’autre.
Cette décision n’a aucune conséquence financière pour EDF dans la mesure où elle avait déjà décaissé 297 millions d’euros en 2022 en
exécution de la décision de première instance. La Société a formé un pourvoi en cassation à l'encontre de la partie qui lui est défavorable de
cette décision et reste dans l’attente de l’admission de son pourvoi par le Conseil d’État. Par ailleurs, le Ministre a également formé un pourvoi
en cassation de la partie favorable à la Société pour lequel, par un arrêt du 2 juillet 2025, le Conseil d’État rejette le pourvoi du Ministre et valide
définitivement pour cet autre passif nucléaire de long terme les décisions antérieures qui ont toujours été favorables à la Société.
Consécutivement à cette décision du Conseil d'État, une reprise de provision à hauteur 115 millions d'euros a été constatée au 30 juin 2025.

19.2 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 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.
Sur ces sept contentieux, quatre sont définitivement clos et trois sont encore en cours : Hydroption, TotalEnergies et Ekwateur.
Dans l'affaire Hydroption, le Tribunal de commerce de Paris a rendu un jugement au fond le 13 avril 2021 condamnant EDF à verser à
Hydroption 5,88 millions d’euros de dommages et intérêts. Le 15 octobre 2021, la Cour d'appel de Paris a infirmé le jugement du Tribunal de
commerce, 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. Par un arrêt du 24 juin 2024, la Cour d’appel de Paris a de nouveau infirmé le jugement du Tribunal
de commerce et rejeté les demandes indemnitaires d'Hydroption. Le 8 novembre 2024, le liquidateur s’est pourvu en cassation.
Dans les affaires TotalEnergies et Ekwateur, le Tribunal de commerce de Paris a rendu deux jugements au fond le 30 novembre 2021
condamnant EDF à verser à titre de dommages et intérêts 53,9 millions d’euros à TotalEnergies d'une part et 1,8 millions d’euros à Ekwateur
d’autre part. Le 11 juillet 2025, la Cour d’appel de Paris a infirmé les jugements rendus par le Tribunal de commerce de Paris le 30 novembre 2021.
Considérant que les conditions contractuelles de la force majeure n’étaient pas réunies et qu’EDF n’avait pas commis de faute, la Cour a débouté
TotalEnergies et Ekwateur de leurs demandes de dommages et intérêts. Elle a également condamné TotalEnergies à payer à EDF 21,5 millions euros de
dommages et intérêts au titre de la suspension fautive de l’accord-cadre.

19.3 Edison
Les procédures en cours autres que celles détaillées ci-dessous n'ont pas connu d'évolutions sur le premier semestre 2025.

Vente d’Ausimont (site de Bussi)
À la suite de la cession en 2002 par Edison de la société Ausimont SpA à Solvay Solexis SpA, plusieurs procédures civiles, administratives et
pénale, ont été engagées et sont en cours à l'exception de la procédure civile de Bussi sul Tirino qui a pris fin :
En 2023, une action en justice avait été intentée par la municipalité de Bussi sul Tirino pour obtenir l'indemnisation des dommages
prétendument subis en relation avec la pollution survenue dans la zone. En mars 2025, Edison et la municipalité de Bussi ont conclu un accord
transactionnel en vertu duquel Edison s'est engagée à financer la création d'une communauté d'autoconsommation énergétique via l’installation
de nouveaux panneaux photovoltaïques et d'autres activités visant au réaménagement de la zone. Cet accord a mis fin à cette procédure.

19.4 Arbitrage Venture Global
En 2017 Edison a signé avec la société américaine Venture Global LNG Inc un contrat pour l’exportation des États-Unis de gaz naturel
liquéfié. Les premières livraisons étaient attendues pour l'année 2023.
Venture Global n’ayant pas commencé la mise à disposition au profit d’Edison des volumes prévus et ayant choisi de vendre ce gaz à des
tiers sur le marché de gros de court terme, Edison a engagé un arbitrage en mai 2023 contre la société américaine. La demande
d'indemnisation s'élève à environ 1 500 millions de dollars. L’audience devant le Tribunal arbitral s'est tenue en octobre 2024 et la décision
est attendue au second semestre 2025. Il est à noter que les livraisons de GNL n'ont commencé qu’à partir du deuxième trimestre 2025.




Page 76 sur 79
Note 20 Engagements hors bilan
Cette note présente les engagements hors bilan donnés et reçus du Groupe au 30 juin 2025. Les engagements mentionnés correspondent
aux flux contractuels non actualisés.

20.1 Engagements donnés
Le tableau ci-dessous présente les engagements hors bilan donnés du Groupe qui sont valorisés. Il est complété par des engagements
décrits séparément dans les notes détaillées.


(en millions d'euros) Notes 30/06/2025 31/12/2024
Engagements donnés liés aux opérations d’exploitation 20.1.1 69 388 70 464
Engagements donnés liés aux opérations d’investissement 20.1.2 18 265 17 984
Engagements donnés liés aux opérations de financement 20.1.3 5 541 6 004
TOTAL DES ENGAGEMENTS DONNÉS 93 194 94 452


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.

20.1.1 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) 30/06/2025 31/12/2024
Engagements d'achats de combustible et d'énergie(1) 43 264 45 895
Engagements donnés liés à l'exécution de contrats d'exploitation 25 788 24 222
Engagements de location en tant que preneur 336 347
TOTAL DES ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS AUX OPÉRATIONS D’EXPLOITATION 69 388 70 464
(1) Hors achats de gaz et services associés.


20.1.1.1 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
43 264 millions d’euros (45 895 millions d'euros au 31 décembre 2024).
Leur évolution sur le premier semestre 2025 s'explique par une diminution des engagements d'achats de combustible nucléaire chez EDF SA
et d'électricité et services associés chez EDF Energy (diminution accentuée par un fort effet change).
Au 30 juin 2025, l'échéancier des engagements d'achats de combustible et d'énergie se présente comme suit :


30/06/2025 31/12/2024
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 28 881 3 822 7 893 6 869 10 297 30 548
Achats d'autres énergies et de matières premières(1) 420 129 213 78 - 413
Achats de combustible nucléaire 13 963 2 025 6 276 4 200 1 462 14 934
ENGAGEMENTS D'ACHATS DE COMBUSTIBLE ET D'ÉNERGIE 43 264 5 976 14 382 11 147 11 759 45 895
(1) Hors achats de gaz et services associés.




Page 77 sur 79
20.1.1.2 Engagements donnés liés à l’exécution de contrats d’exploitation
Au 30 juin 2025, l'échéancier de ces engagements se présente comme suit :


30/06/2025 31/12/2024
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
Garanties données liées aux activités opérationnelles 14 919 4 525 5 156 5 238 14 773
Engagements sur achats d’exploitation(1) 10 712 5 641 3 970 1 101 9 307
Autres engagements donnés liés à l’exploitation 157 57 87 13 142
ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS À L’EXÉCUTION DE CONTRATS D’EXPLOITATION(2) 25 788 10 223 9 213 6 352 24 222
(1) Hors énergies et combustibles.
(2) Y compris les engagements relatifs aux coentreprises pour un montant de 2 483 millions d’euros au 30 juin 2025 (2 697 millions d’euros au 31 décembre 2024).


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 2025, les garanties données liées aux activités opérationnelles concernent principalement EDF Renouvelables, dans le cadre de ses
projets de développement, EDF SA, Edison, EDF Energy et Framatome.
Leur évolution s’explique essentiellement par une nouvelle garantie donnée par EDF Energy à Sizewell C dans le cadre d'un contrat de vente
de chaudière par Framatome, partiellement compensée par une diminution des garanties données par EDF Renouvelables.
L'augmentation des engagements sur achats d'exploitation hors énergie et combustibles nucléaires concerne principalement EDF SA dans le
cadre de la maintenance et de l'entretien de son parc de production, et PEI dans le cadre d'un nouveau contrat de maintenance et de
fourniture de pièces de rechange.

20.1.1.3 Engagements de location en tant que preneur
Les engagements de location en tant que preneur non comptabilisés au bilan s’élèvent à 335 millions d'euros (347 millions d'euros au
31 décembre 2024), dont 214 millions d'euros (242 millions d'euros au 31 décembre 2024) au titre d'actifs non encore mis à disposition du
Groupe (principalement biens immobiliers, navires de transport de GNL en cours de construction).

20.1.2 Engagements donnés liés aux opérations d’investissement

Au 30 juin 2025, les éléments constitutifs des engagements liés aux opérations d’investissement sont les suivants :


30/06/2025 31/12/2024
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
Engagements sur acquisition d’actifs corporels et incorporels 16 999 11 294 5 285 420 16 865
Engagements sur acquisition d’actifs financiers 1 025 66 918 41 908
Autres engagements donnés liés aux investissements 241 17 160 64 211
TOTAL DES ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS AUX OPÉRATIONS D’INVESTISSEMENT(1) 18 265 11 377 6 363 525 17 984
(1) Y compris les engagements des entités contrôlées donnés aux coentreprises pour un montant de 72 millions d’euros au 30 juin 2025 (163 millions d’euros
au 31 décembre 2024).


Les engagements sur acquisition d’actifs corporels et incorporels concernent principalement EDF SA à hauteur de 5,5 milliards d'euros (dont
engagements relatifs au projet Grand Carénage (pièces de rechange, visites décennales) et au projet EPR 2 pour des montants limités), EDF Energy
à hauteur de 4,6 milliards d'euros (notamment engagements liés à HPC), Enedis pour 4 milliards d'euros et EDF Renouvelables pour 0,9 milliard
d'euros (projets notamment au Royaume-Uni et en France). S’agissant d’EPR 2, dans l’attente de la décision finale d’investissement, les montants
portés en engagements hors bilan correspondent à l’engagement inévitable pour EDF SA et non au montant global des contrats signés.




Page 78 sur 79
20.1.3 Engagements donnés liés aux opérations de financement

Les engagements donnés par le Groupe liés aux opérations de financement au 30 juin 2025 sont les suivants :


30/06/2025 31/12/2024
Échéances
(en millions d'euros) Total < 1 an 1 à 5 ans > 5 ans Total
Sûretés sur les actifs en garantie de dettes financières 3 589 1 107 494 1 988 3 656
Garanties financières données 994 72 562 360 1 195
Autres engagements donnés liés au financement 958 906 52 - 1 153
ENGAGEMENTS DONNÉS LIÉS AUX OPÉRATIONS DE FINANCEMENT(1) 5 541 2 085 1 108 2 348 6 004
(1) Y compris les engagements relatifs aux coentreprises pour un montant de 1 520 millions d’euros au 30 juin 2025 (1 540 millions d’euros au 31 décembre 2024).
Ces engagements donnés aux coentreprises concernent 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.

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


(en millions d'euros) 30/06/2025 31/12/2024
Engagements reçus liés aux opérations d’exploitation 18 424 13 841
Engagements reçus liés aux opérations d’investissement / désinvestissement 625 532
Engagements reçus liés aux opérations de financement 3 514 15
TOTAL DES ENGAGEMENTS REÇUS(1) 22 563 14 388
(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 pour 12,4 milliards d'euros (contrats de construction et d’ingénierie) et de contrats de
livraison d'équipements pour des centrales nucléaires chez Arabelle Solutions pour 1,7 milliard d'euros.
Ils intègrent notamment des engagements reçus par Framatome, EDF SA et Edvance dans le cadre du projet Sizewell C pour un total de
5,7 milliards d'euros, suite à l'entrée en vigueur des contrats signés (voir note 11.3).
Les engagements reçus liés aux opérations de financement intègrent l'option pour émettre deux tranches d'émissions obligataires en 2026
et 2027 pour un montant global de 3 milliards de livres sterling (3,5 milliards d'euros) dans le cadre de l'accord signé le 20 juin 2025 par EDF
et Apollo (voir note 17.2.2).



Note 21 Événements postérieurs à la clôture
Hormis les événements mentionnés dans les autres notes, le 3 juillet 2025, EDF a levé avec succès 75,8 milliards de yens
(448 millions d'euros) en trois tranches d’obligations senior « Samouraï » (cf. communiqué de presse du Groupe du 3 juillet 2025).




Page 79 sur 79