Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés (exercice clos le 31 décembre 2025)

Groupe EDF RAPPORT FINANCIER 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

Le Conseil d’administration d’EDF réuni le 24 juillet 2025 a approuvé le présent Rapportfinancier semestriel et arrêté les comptes consolidés résumés du semestre clos le 30 juin 2025 qui y sontinclus.

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 Rapportfinancier 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 peuventinclure 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 etfrançaise, 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 Rapportfinancier semestriel a été préparé par le groupe EDF dans le respect de ces règles.

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 1 er JANVIER AU 30 JUIN 2025)
4. COMPTES CONSOLIDÉS RÉSUMÉS DU SEMESTRE CLOS LE 30 JUIN 2025

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 pendantles 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 pourles six mois restants de l'exercice.

À Paris, le 24 juillet 2025
M. Bernard Fontana
Président-Directeur Général d’EDF

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

SOMMAIRE DÉTAILLÉ

1. Faits marquants 7
2. Gouvernement d'entreprise 9
3. Éléments de conjoncture 10
   1. Évolution des prix de marché de l’électricité en Europe 10
   2. Consommation d’électricité et de gaz naturel en France 12
   3. Tarifs de l’électricité et du gaz naturel 12
   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
   1. Evolution Chiffre d’affaires 15
   2. Evolution de l'Excédent Brut d’Exploitation (EBE) 17
   3. Résultat d’exploitation 19
   4. Résultatfinancier 19
   5. Résultat net 19
5. Endettement financier net, flux de trésorerie et investissements 20
   1. Endettementfinancier net 21
   2. Cash-flow Groupe 22
   3. Autres variations non monétaires 23
6. Performance extra-financière 24
7. Perspectives financières 26
8. Gestion et contrôle des risques marchés 27
   1. Gestion et contrôle des risques financiers 27
   2. Gestion et contrôle des risques marchés énergies 29

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 pourl’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 pour10 ans.
• Stabilité du portefeuille de clients et de la consommation
• Décarbonation et électrification des usages :
  • Dalkia obtientla délégation de service public pour le renouvellement etl’extension du réseau de chaleur de Lille pour 20 ans avec une production à 95 % bas carbone permettant d’éviter165 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 pourl’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 surles 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 atteint114 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 % parrapport 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 pourles 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 pendantla 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, 1 er parc flottant du Groupe et de Neart na Gaoithe de 450 MW en Écosse et reprise des travaux surle 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 pourl’adaptation au changement climatique, la résilience du réseau etla 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 etl’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

• + 16 % de points de charge pilotables pourla 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, soit1,3 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 pendantle 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 pourle financement des activités d’Enedis.

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 prenantfin à l’issue de l’Assemblée générale statuant surles 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 surles 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 prenantfin à l’issue de l’Assemblée générale statuant surles comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2028 ;
• la nomination, sur proposition de l’Etat, de Madame Valérie Bros avec effetle 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 prenantfin à l’issue de l’Assemblée générale statuant surles 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 parintérim 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.

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)

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 parrapport 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 surla même période.

Cette hausse globale des prix spotrepose surles 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, entrainantla hausse des prix spot sur l'électricité au premier semestre 2025.

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

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

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 pourl’année 2025 à 75,0 €/MWh le 11 février.

Le produit pourlivraison en 2026 a principalement suivi les cours du gaz, du charbon et du CO2 avec des tendances globalement baissières malgré une volatilité importante, induite parles 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 parles acteurs de marché des niveaux de prix réalisés au spot, les prix spotfrançais ayant été en moyenne inférieurs de 24 €/MWh aux prix spots allemands surle premier semestre 2025.

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

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 %) parrapport 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 1 er 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 1 er 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, suivantles variations des prix de marché, a augmenté de 1,2 % au 1 er 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 1erjanvier 2024 (1 928 £/an) puis surle 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

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 etjuin ont été plus chauds (respectivement +1,4°C et +2,9°C parrapport 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)

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.

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 etle résultat netfontl’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.

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.

(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 %).

Surl'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 1 er 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 courtterme, 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 surles 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).

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 1 er novembre 2024 et +7,7 % HT au 1 er 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 etles 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.

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

(1) Industrie et Services : incluant en 2025 les entités Framatome et Arabelle Solutions (Framatome seul au premier semestre 2024)

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.

*Les dotations aux amortissements incluent les dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession.

4.4 Résultat financier

Le résultatfinancierreprésente 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 résultatfinancier 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.

5 Endettement financier net, flux de trésorerie et investissements

(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).

5.1 Endettement financier net

L’endettementfinancier 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’endettementfinancier net de 49 982 millions d'euros est en baisse de 4 364 millions d’euros parrapport à fin 2024.

Les émissions obligataires réalisées pour un montant de 7 445 millions d'euros etla baisse des taux de la dette courtterme permettentla maîtrise du coût du financement.

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

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 essentiellementlié au cash généré par les activités de trading etles 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 etla 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 atteignent11,5 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 parrapport au premier semestre 2024.

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 essentiellementliée à des opérations de refinancement surles actifs existants.

Les investissements nets du segmentIndustrie 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

Surle 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 sécuriserle 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 etintérêts).

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 surla période.

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'Etatfrançais, son actionnaire unique, imputés surles 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 parrapport 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 surles 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.

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 etla sortie du groupe de l’actif de MECO permettent d’atteindre une intensité de 26,2 gCO2/kWh.

Social

Santé-sécurité

La santé etla sécurité sontindissociables 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 surles 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 parle déploiement des démarches de prévention pourles salariés etles prestataires.

(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.

Notations extra-financières

Le groupe EDF est noté par des agences de notation ESG et des gestionnaires de fonds durables, qui évaluentles 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.

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)
Endettementfinancier 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

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 parrapport 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, intégralementtirées et en a remboursé 790 millions d’euros surla période.

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

(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 etlignes 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’échelonnantjusqu’en juillet 2028.

Le niveau de ces disponibilités esttrès régulièrementrevu 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.

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 sontinchangées par rapport au 31 décembre 2024.

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 etles 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:

(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 surla dette brute du Groupe au 30 juin 2025.

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.

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
63, rue de Villiers
92208 Neuilly-sur-Seine cedex
France

KPMG SA
Tour EQHO - 2, avenue Gambetta
92066 Paris La Défense cedex
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 sontjoints au présentrapport;
• 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 etfinanciers 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 commentantles comptes semestriels consolidés résumés surlesquels a porté notre examen limité.

Nous n'avons pas d'observation à formuler surleur sincérité etleur 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