RÉSULTATS ANNUELS. Annexes

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes 1

Avertissement Cette présentation ne constitue pas une offre de vente de valeurs mobilières aux Etats-Unis ou tout autre pays. Aucune assurance ne peut être donnée quant à la pertinence, l exhaustivité ou l exactitude des informations ou opinions contenues dans cette présentation, et la responsabilité des dirigeants d EDF ne saurait être engagée pour tout préjudice résultant de l utilisation qui pourrait être faite de cette présentation ou de son contenu. Le présent document peut contenir des objectifs ou des prévisions concernant la stratégie, la situation financière ou les résultats du groupe EDF. EDF estime que ces prévisions ou objectifs reposent sur des hypothèses raisonnables mais qui peuvent s avérer inexactes et qui sont en tout état de cause soumises à des facteurs de risques et incertitudes. Il n y a aucune certitude que les évènements prévus auront lieu ou que les résultats attendus seront effectivement obtenus. Les facteurs importants susceptibles d entraîner des différences entre les résultats envisagés et ceux effectivement obtenus comprennent notamment la réussite des initiatives stratégiques, financières et opérationnelles d EDF fondées sur le modèle d opérateur intégré, l évolution de l environnement concurrentiel et du cadre réglementaire des marchés de l énergie, et les risques et incertitudes concernant l activité du Groupe, sa dimension internationale, l environnement climatique, les fluctuations des prix des matières premières et des taux de change, les évolutions technologiques, l évolution de l activité économique. Des informations détaillées sur ces risques potentiels et incertitudes sont disponibles dans le Document de Référence d EDF déposé auprès de l Autorité des marchés financiers le 10 avril 2012 (consultable en ligne sur le site internet de l AMF à l adresse www.amf-france.org ou celui d EDF à l adresse www.edf.com). EDF ne s engage pas et n'a pas l'obligation de mettre à jour les informations de nature prévisionnelle contenues dans ce document pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation. 2

SOMMAIRE Comptes consolidés 2011 retraités 4 Comptes consolidés 10 Financement et trésorerie 49 Stratégie et investissements 61 Energies renouvelables 74 France Production 80 Royaume-Uni Nucléaire 92 France Domaine régulé 94 France Commerce 102 France CSPE 114 Marchés 122 3

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Comptes consolidés 2011 retraités 4

Comptes consolidés 2011 retraités Compte de résultat 2011 retraité En millions d 2011 publié Impact option IAS 19 2011 retraité Chiffre d affaires 65 307-65 307 Achats de combustible et d énergie (30 195) - (30 195) Autres consommations externes (9 931) - (9 931) Charges de personnel (10 917) 115 (10 802) Impôts et taxes (3 101) - (3 101) Autres produits et charges opérationnels 3 661-3 661 EBITDA 14 824 115 14 939 Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading (116) - (116) Dotations aux amortissements (6 285) - (6 285) Dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession (221) - (221) (Pertes de valeur) / reprises (640) - (640) Autres produits et charges d exploitation 724 51 775 EBIT 8 286 166 8 452 Résultat financier (3 780) - (3 780) Résultat avant impôts des sociétés intégrées 4 506 166 4 672 Impôts sur les résultats (1 305) (31) (1 336) Quote-part de résultat net des entreprises associées 45 6 51 Résultat net consolidé 3 246 141 3 387 Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (236) (3) (239) Résultat net part du Groupe 3 010 138 3 148 5

Comptes consolidés 2011 retraités Bilan au 31/12/2011 retraité - Actif ACTIF En millions d 31/12/2011 publié Impact option IAS 19 31/12/2011 retraité Goodwill 11 648-11 648 Autres actifs incorporels 4 702-4 702 Immobilisations en concessions de distribution publique d électricité en France 45 501-45 501 Immobilisations en concessions des autres activités 6 022-6 022 Immobilisations de production et autres immobilisations corporelles du domaine propre 60 445-60 445 Participations dans les entreprises associées 7 684 (140) 7 544 Actifs financiers non courants 24 517 (257) 24 260 Impôts différés actifs 2 507 652 3 159 Actif non courant 163 026 255 163 281 Stocks 13 581-13 581 Clients et comptes rattachés 20 908-20 908 Actifs financiers courants 16 980-16 980 Actifs d impôts courants 459-459 Autres débiteurs 10 309-10 309 Trésorerie et équivalents de trésorerie 5 743-5 743 Actif courant 67 980-67 980 Actifs détenus en vue de leur vente 701-701 Total de l actif 231 707 255 231 962 6

Comptes consolidés 2011 retraités Bilan au 31/12/2011 retraité - Capitaux propres et passif PASSIF En millions d 31/12/2011 publié Impact option IAS 19 31/12/2011 retraité Capital 924-924 Réserves et résultats consolidés 29 646 (2 087) 27 559 Capitaux propres Part du groupe 30 570 (2 087) 28 483 Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle 4 337 (148) 4 189 Total des capitaux propres 34 907 (2 235) 32 672 Provisions liées à la production nucléaire - Aval du cycle, déconstruction des centrales et derniers cœurs 37 198-37 198 Provisions pour déconstruction hors installations nucléaires 809-809 Provisions pour avantages du personnel 12 215 2 396 14 611 Autres provisions 1 338-1 338 Provisions non courantes 51 560 2 396 53 956 Passifs spécifiques des concessions de distribution publique d électricité en France 41 769-41 769 Passifs financiers non courants 42 688-42 688 Autres créditeurs non courants 4 989-4 989 Impôts différés passifs 4 479-4 479 Passif non courant 145 485 2 396 147 881 Provisions courantes 3 968 94 4 062 Fournisseurs et comptes rattachés 13 681-13 681 Passifs financiers courants 12 789-12 789 Dettes d impôts courants 571-571 Autres créditeurs courants 19 900-19 900 Passif courant 50 909 94 51 003 Passifs liés aux actifs détenus en vue de leur vente 406-406 Total des capitaux propres et du passif 231 707 255 231 962 7

Comptes consolidés 2011 retraités Tableau des flux de trésorerie consolidés 2011 retraité En millions d 2011 publié Impact option IAS 19 2011 retraité Opérations d'exploitation : Résultat avant impôt des sociétés intégrées 4 506 166 4 672 Pertes de valeur (reprises) 640-640 Amortissements, provisions et variations de juste valeur 7 325 (115) 7 210 Produits et charges financiers 1 117-1 117 Dividendes reçus des entreprises associées 334-334 Plus ou moins-values de cession (686) (51) (737) Variation du besoin en fonds de roulement (1 785) - (1 785) Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation 11 451-11 451 Frais financiers nets décaissés (1 623) - (1 623) Impôts sur le résultat payés (1 331) - (1 331) Flux de trésorerie nets liés aux opérations d exploitation 8 497-8 497 Opérations d'investissement : Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement (6 791) - (6 791) Opérations de financement : Flux de trésorerie avec les actionnaires (3 721) - (3 721) Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement 2 130-2 130 Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement (1 591) - (1 591) Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 115-115 Trésorerie et équivalents de trésorerie à l'ouverture 5 567-5 567 Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie 115-115 Incidence des variations de change 54-54 Produits financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie 44-44 Incidence des autres reclassements (37) - (37) Trésorerie et équivalents de trésorerie à la clôture 5 743-5 743 8

Comptes consolidés 2011 retraités Evolution de l endettement financier net 2011 retraité En millions d 2011 publié Impact option IAS 19 2011 retraité Excédent Brut d Exploitation (EBITDA) 14 824 115 14 939 Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l EBITDA (1 925) (115) (2 040) Frais financiers nets décaissés (1 623) - (1 623) Impôts sur le résultat payés (1 331) - (1 331) Autres éléments 336-336 Cash Flow Opérationnel (FFO) 10 281-10 281 Variation du Besoin en Fonds de Roulement net (1 121) - (1 121) CAPEX Bruts (11 134) - (11 134) Cessions d immobilisations 497-497 Free Cash Flow (1 477) - (1 477) Actifs dédiés France (315) - (315) Autres investissements financiers nets 3 277-3 277 Dividendes versés (2 383) - (2 383) Autres variations 8-8 Variation monétaire de l endettement financier net hors effet de périmètre et de change (890) - (890) Effets de la variation du périmètre 2 607-2 607 Effets de la variation de change (516) - (516) Autres variations non monétaires (97) - (97) Variation de l endettement financier net 1 104-1 104 Endettement financier net ouverture 34 389-34 389 Endettement financier net clôture 33 285-33 285 9

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Comptes consolidés 10

Comptes consolidés Chiffre d affaires par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre International Autres activités Chiffre d affaires 2010 ajusté 63 922 35 951 9 496 5 647 7 033 5 795 Change (302) - (166) (3) (107) (26) Périmètre (37) 13 - (81) (53) 84 Croissance organique 1 724 1 207 (762) 989 628 (338) Chiffre d affaires 2011 65 307 37 171 8 568 6 552 7 501 5 515 Change 674-626 (1) 15 34 Périmètre 2 983 - - 2 841 48 94 Croissance organique 3 765 1 949 545 706 412 153 Chiffre d affaires 2012 72 729 39 120 9 739 10 098 7 976 5 796 11

Comptes consolidés Croissance du chiffre d affaires du Groupe En millions d' 2011 2012 % % org. France 37 171 39 120 5,2 5,2 Royaume-Uni 8 568 9 739 13,7 6,4 Italie 6 552 10 098 54,1 10,8 Autre International 7 501 7 976 6,3 5,5 Autres activités 5 515 5 796 5,1 2,8 Groupe 65 307 72 729 11,4 5,8 12

Comptes consolidés EBITDA par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre International Autres activités EBITDA 2010 ajusté 14 156 8 599 1 790 801 1 084 1 882 Change (73) - (31) (1) (30) (11) Périmètre (23) (28) - (6) 15 (4) Croissance organique 764 540 153 (202) 211 62 EBITDA 2011 publié 14 824 9 111 1 912 592 1 280 1 929 Impact option IAS 19 115 85 30 - - - EBITDA 2011 retraité 14 939 9 196 1 942 592 1 280 1 929 Change 154-142 (1) 1 12 Périmètre 309 - - 291 35 (17) Croissance organique 682 734 (30) 137 (249) 90 EBITDA 2012 16 084 9 930 2 054 1 019 1 067 2 014 13

Comptes consolidés Croissance de l EBITDA du Groupe En millions d' 2011 retraité 2012 % % org. France 9 196 9 930 8,0 8,0 Royaume-Uni 1 942 2 054 5,8-1,5 Italie 592 1 019 72,1 23,1 Autre International 1 280 1 067-16,6-19,5 Autres activités 1 929 2 014 4,4 4,7 Groupe 14 939 16 084 7,7 4,6 EBITDA en hausse organique de 4,6 % portée par les bonnes performances de la France, de l Italie (grâce aux arbitrages obtenus) et d EDF Energies Nouvelles 14

Comptes consolidés Comptes de résultat simplifiés En millions d' 2011 retraité 2012 Chiffre d affaires 65 307 72 729 Achats de combustible et d énergie (30 195) (37 098) Autres consommations externes (9 931) (10 087) Charges de personnel (10 802) (11 624) Impôts et taxes (3 101) (3 287) Autres produits et charges opérationnels 3 661 5 451 EBITDA 14 939 16 084 Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading (116) (69) Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement (6 506) (7 013) Pertes de valeur et autres produits et charges d exploitation 135 (757) EBIT 8 452 8 245 Résultat financier (3 780) (3 362) Résultat avant impôts des sociétés intégrées 4 672 4 883 Résultat net part du Groupe 3 148 3 316 Résultat net courant (1) 3 607 4 216 (1) Hors éléments non récurrents & volatilité IAS 39 15

Comptes consolidés Evolution du résultat net En millions d' 2011 retraité 2012 % Résultat avant impôts des sociétés intégrées 4 672 4 883 4,5 Impôts sur les résultats (1 336) (1 586) 18,7 Quote-part de résultat net des entreprises associées 51 260 x5 Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (239) (241) 0,8 Résultat net part du Groupe 3 148 3 316 5,3 Neutralisation des éléments non récurrents 459 900 x2 Résultat net courant (1) 3 607 4 216 16,9 (1) Hors éléments non récurrents & volatilité IAS 39 16

Comptes consolidés Evolution comparée France / International et Autres activités En millions d France International et Autres activités TOTAL 2011 retraité 2012 % 2011 retraité 2012 % 2011 retraité 2012 % Chiffre d affaires 37 171 39 120 5,2 28 136 33 609 19,5 65 307 72 729 11,4 EBITDA 9 196 9 930 8,0 5 743 6 154 7,2 14 939 16 084 7,7 EBIT 5 461 5 566 1,9 2 991 2 679-10,4 8 452 8 245-2,4 Répartition des résultats 2012 France International et Autres activités Chiffre d affaires 53,8% 46,2% EBITDA 61,7% 38,3% EBIT 67,5% 32,5% 17

Comptes consolidés Du chiffre d affaires au résultat d exploitation 2011 retraité par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre Internat. Autres activités Chiffre d affaires 65 307 37 171 8 568 6 552 7 501 5 515 Achats de combustible et d énergie (30 195) (14 087) (4 810) (5 306) (5 075) (917) Autres consommations externes (9 931) (6 040) (1 046) (455) (633) (1 757) Charges de personnel (10 802) (8 062) (1 009) (217) (478) (1 036) Impôts et taxes (3 101) (2 834) (54) (11) (92) (110) Autres produits et charges opérationnels 3 661 3 048 293 29 57 234 EBITDA 14 939 9 196 1 942 592 1 280 1 929 Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement Pertes de valeur et autres produits et charges d exploitation (116) (29) 50 (1) (64) (72) (6 506) (4 119) (966) (427) (528) (466) 135 413 - (319) 309 (268) EBIT (Résultat d exploitation) 8 452 5 461 1 026 (155) 997 1 123 18

Comptes consolidés Du chiffre d affaires au résultat d exploitation 2012 par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre Internat. Autres activités Chiffre d affaires 72 729 39 120 9 739 10 098 7 976 5 796 Achats de combustible et d énergie (37 098) (16 360) (5 330) (8 628) (5 575) (1 205) Autres consommations externes (10 087) (5 860) (1 215) (577) (681) (1 754) Charges de personnel (11 624) (8 676) (1 128) (261) (504) (1 055) Impôts et taxes (3 287) (2 955) (99) (15) (94) (124) Autres produits et charges opérationnels 5 451 4 661 87 402 (55) 356 EBITDA 16 084 9 930 2 054 1 019 1 067 2 014 Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activité de Trading Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement Pertes de valeur et autres produits et charges d exploitation (69) (74) 50 (5) (2) (38) (7 013) (4 358) (888) (644) (590) (533) (757) 68 (244) (105) (389) (87) EBIT (Résultat d exploitation) 8 245 5 566 972 265 86 1 356 19

Comptes consolidés Evolutions organiques 2012 En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre Internat. Autres activités Chiffre d affaires 3 765 1 949 545 706 412 153 En % 5,8 5,2 6,4 10,8 5,5 2,8 Achats de combustible et d énergie (4 025) (2 273) (169) (858) (512) (213) En % 13,3 16,1 3,5 16,2 10,1 23,2 Autres consommations externes 43 180 (93) (50) (36) 42 En % -0,4-3,0 8,9 11,0 5,7-2,4 Charges de personnel (676) (614) (45) (7) (2) (8) En % 6,3 7,6 4,5 3,2 0,4 0,8 Impôts et taxes (177) (121) (41) (2) 1 (14) En % 5,7 4,3 75,9 18,2-1,1 12,7 Autres produits et charges opérationnels 1 752 1 613 (227) 348 (112) 130 En % 47,9 52,9-77,5 n.s. n.s. 55,6 EBITDA 682 734 (30) 137 (249) 90 En % 4,6 8,0-1,5 23,1-19,5 4,7 n/s : non significatif 20

Comptes consolidés Evolution par segment de la volatilité liée à IAS 39 (1) En millions d 2011 2012 France (29) (74) (45) Royaume-Uni 50 50 - Italie (1) (5) (4) Autre International (64) (2) 62 Autres activités (72) (38) 34 Groupe (116) (69) 47 (1) Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading 21

Comptes consolidés Charge d impôt : + 17,6 % (1) En millions d' -203-76 +29 (1 336) Dépréciation d impôts différés actifs Augmentation du résultat avant impôts Autres (1 586) 2011 retraité 2012 Le taux effectif d impôt est de 32,5 % en 2012 contre 28,6% en 2011 (1) Croissance organique à périmètre et change comparables 22

Comptes consolidés Résultat financier En millions d' -172 +200 +611 Charges d endettement financier brut Produits des actifs dédiés -221 (3 780) Autres produits financiers dont CSPE Charges d actualisation et autres (1) (3 362) 2011 2012 (1) Dont -244 M lié aux effets du changement du taux d actualisation des provisions nucléaires 23

Comptes consolidés Analyse de l évolution du résultat financier En millions d 2011 2012 Coût de l endettement financier brut Dont charges d intérêts sur opérations de financement Dont résultat net de change sur endettement et autres (2 271) (2 284) 13 (2 443) (2 538) 95 Charges d actualisation (3 064) (3 285) Autres produits et charges financiers 1 555 2 366 Résultat financier (3 780) (3 362) Le résultat financier comprend un produit de 629 M en 2012 au titre du coût de portage de la CSPE 24

Comptes consolidés Des charges d intérêt sur endettement aux frais financiers nets décaissés En millions d' 2011 2012 Charges d intérêt sur opérations de financement (2 284) (2 538) Intérêts courus non échus 64 274 Dividendes reçus 66 137 Autres produits & charges financiers 531 493 Frais financiers nets décaissés (1 623) (1 634) 25

Comptes consolidés Quote-part de résultat net des entreprises associées En millions d' 2011 retraité 2012 RTE 272 407 135 NTPC (Laos) 23 27 4 ALPIQ (276) (201) 75 Dalkia Holding 23 (1) (24) Domofinance 4 3 (1) Groupe EDF Trading 5 4 (1) Autres - 21 21 TOTAL 51 260 209 26

Comptes consolidés Résultat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle En millions d' 2011 retraité 2012 EDF Energy 125 183 58 EDF Luminus 19 22 3 Dalkia International 17 21 4 Pologne 42 13 (29) Electricité de Strasbourg 6 7 1 Meco 7 7 - EDF Energies Nouvelles 17 2 (15) Autres 6 (14) (20) TOTAL 239 241 2 27

Comptes consolidés Evolution de l endettement financier net En millions d 2011 retraité 2012 Excédent Brut d Exploitation (EBITDA) 14 939 16 084 Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l EBITDA (2 040) (715) Frais financiers nets décaissés (1 623) (1 634) Impôts sur le résultat payés (1 331) (1 586) Autres éléments 336 165 Cash Flow Opérationnel (FFO) 10 281 12 314 Variation du Besoin en Fonds de Roulement net (1 121) (2 390) CAPEX Bruts (11 134) (13 386) Cessions d immobilisations 497 748 Free Cash Flow (1 477) (2 714) Actifs dédiés France (315) (737) Autres investissements financiers nets 3 277 (1 021) Dividendes versés (2 383) (2 355) Autres variations 8 365 Variation monétaire de l endettement financier net hors effet de périmètre et de change (890) (6 462) Effets de la variation du périmètre 2 607 (1 870) Effets de la variation de change (516) (137) Autres variations non monétaires (97) 179 Variation de l endettement financier net 1 104 (8 290) Endettement financier net ouverture 34 389 33 285 Endettement financier net clôture 33 285 41 575 28

Comptes consolidés Investissements nets (1) En millions d -748 +664-1 181 13 386 Cessions d immobilisations corporelles 12 638 Investissements financiers Cessions, sorties de dettes DVAS et autres -313 Subventions 11 808 Investissements opérationnels bruts Investissements opérationnels nets Investissements nets (1) Hors Linky et opérations stratégiques 29

Comptes consolidés Investissements opérationnels bruts (CAPEX bruts) Italie EDF Energies Nouvelles Autre International 0,4 Mds 0,3 Mds Royaume-Uni 1,2 Mds 1,3 Mds Autres activités 0,5 Mds 11,1 Mds Italie 2011 France non Régulé 4,3 Mds France régulé 3,1 Mds EDF Energies Nouvelles Autre International 0,5 Mds 0,4 Mds Royaume-Uni 2 Mds 1,6 Mds Autres activités 0,6 Mds 13,4 Mds 2012 France non régulé 4,8 Mds France régulé 3,4 Mds Des investissements opérationnels bruts en croissance de 20% 30

Comptes consolidés Investissements opérationnels bruts (CAPEX bruts) de développement Augmentation capacité hydro France West Burton (R-U) & THF France Italie & activités gazières 1% 7% Autres 12% 8% 3,9 Mds EDF Energies Nouvelles 33% West Burton (R-U) & THF France Italie & activités gazières 9% 5% Autres 12% 5,5 Mds Renouvelables 41% Insulaire France 10% 2011 Nouveau nucléaire 29% Insulaire France 8% Nouveau nucléaire 25% 2012 Un engagement fort de la part d EDF en faveur du développement des énergies renouvelables 31

Comptes consolidés Cash Flow 2011 En milliards d -2,0 14,9 Eléments non monétaires -1,3 IS -1,6 Frais fin. nets +0,3 Autres éléments 10,3-1,1 BFR Investissements opérationnels nets -10,7 EBITDA retraité -1,5 Autres variations +0,2-1,3 Cash Flow Opérationnel (FFO) Free Cash flow Cash flow (1) (1) Hors Linky et opérations stratégiques 32

Comptes consolidés Cash Flow 2012 En milliards d 16,1-0,7 Eléments non monétaires -1,6-1,6 IS +0,1-2,4 Frais fin. nets Autres éléments 12,3 BFR Investissements opérationnels nets -12,6 EBITDA (1) Hors Linky et opérations stratégiques Cash Flow Opérationnel (FFO) -2,7 Free Cash flow Investissements Financiers Autres Nets variations +0,5 +0,4-1,8 Cash flow (1) 33

Comptes consolidés Bilans simplifiés du groupe EDF En millions d 31/12/2011 retraité 31/12/2012 31/12/2011 retraité 31/12/2012 Actif immobilisé 128 318 140 279 Dont Goodwill 11 648 10 412 Stocks et Clients 34 489 36 710 Autres actifs 52 287 55 328 Trésorerie et équivalents et autres actifs liquides (1) 16 184 17 560 Actifs détenus en vue de la vente (hors trésorerie et actifs liquides) 684 241 Total Actif 231 962 250 118 Capitaux propres part du groupe 28 483 25 858 Résultat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 4 189 4 854 Passifs spécifiques des concessions 41 769 42 551 Provisions 58 018 65 582 Passifs financiers (2) 49 469 59 135 Autres passifs 49 897 52 089 Passifs liés aux actifs détenus en vue de la vente (hors passifs financiers) 137 49 Total Passif 231 962 250 118 (1) Y compris dans les sociétés détenues en vue de la vente et ainsi que les prêts RTE et aux sociétés en contrôle conjoint (2) Y compris les dérivés de couverture et dettes financières des sociétés en vue de la vente 34

Comptes consolidés Goodwill En millions d' 31/12/2011 31/12/2012 Variation EDF Energy 8 260 8 339 79 Dalkia International 799 800 1 EDF Luminus 378 383 5 Electricité de Strasbourg 134 223 89 EDF Energies nouvelles 209 195 (14) ESTAG 112 112 - EDF Trading 112 112 - Edison 1 400 - (1 400) Autres 244 248 4 TOTAL 11 648 10 412 (1 236) 35

Comptes consolidés Variations des Capitaux Propres Part du Groupe au 31 décembre 2012 En milliards d +3,3-2,1-4,3 Résultat net Dividendes EDF SA +0,4 +0,1 28,5 Variation nette des écarts actuariels Ecarts de conversion et variation nette de juste valeur des instruments financiers Autres 25,9 Capitaux propres retraités au 31/12/2011 Capitaux propres au 31/12/2012 36

Comptes consolidés Provisions 31 décembre 2011 retraité 31 décembre 2012 En millions d Courant Non Courant Total Courant Non Courant Total Provisions pour aval du cycle nucléaire 1 302 17 528 18 830 1 094 18 431 19 525 Provisions pour déconstruction nucléaire et derniers cœurs Provisions pour avantages du personnel 173 19 670 19 843 225 20 754 20 979 940 14 611 15 551 912 19 540 20 452 Autres provisions 1 647 2 147 3 794 1 663 2 963 4 626 Total des provisions 4 062 53 956 58 018 3 894 61 688 65 582 37

Comptes consolidés Provisions nucléaires du Groupe : 40,5 Mds En millions d Mouvements de la période +1 842 +198 +408-1 052 +435 Ecarts de conversion Autres variations Diminutions Dotations Désactualisation 38 673-617 40 504 31/12/2011 31/12/2012 38

Comptes consolidés Provisions nucléaires EDF : 31,4 Mds En millions d' 31/12/2011 Dotations nettes Désactualisation Autres Variations 31/12/2012 Provisions pour aval du cycle nucléaire Total 15 865 (1 006) 1 036 716 16 611 Provisions pour gestion du combustible usé Provisions pour gestion à long terme des déchets radioactifs 9 143 (881) 550 686 9 498 6 722 (125) 486 30 7 113 Provisions pour déconstruction et derniers cœurs Total 13 378 406 693 294 14 771 Provisions pour déconstruction des centrales nucléaires 11 366 405 592 215 12 578 Provisions pour derniers cœurs 2 012 1 101 79 2 193 TOTAL NUCLÉAIRE 29 243 (600) 1 729 1 010 31 382 39

Comptes consolidés Taux d actualisation des provisions nucléaires en France Revue des taux d actualisation au 31 décembre 2012 Provisions nucléaires : 4,8% Le taux d actualisation est calculé en référence au rendement d une obligation souveraine (OAT France) de duration comparable que le passif considéré auquel on ajoute le spread moyen d un panel d entreprises de même notation que celle de l entreprise portant le passif considéré Le décret du 23 février 2007 et l arrêté du 21 mars 2007 relatifs à la sécurisation du financement des charges nucléaires précisent que le taux d actualisation retenu par EDF ne peut dépasser une valeur plafond, «égale à la moyenne arithmétique sur les quarante-huit derniers mois du taux de l échéance constante à trente ans (TEC 30), constatée au jour de la clôture de l exercice considéré, majorée de 1 point» Hypothèse sous-jacente d inflation de long terme : 1,9% 40

Comptes consolidés Taux d actualisation des provisions en France Les charges sont évaluées aux conditions économiques de fin d'année et réparties selon un échéancier prévisionnel des décaissements Ces coûts sont déterminés en euros constants (i.e. le coût si le paiement était réalisé aujourd hui) Ces charges sont positionnées dans le temps suivant un échéancier établi par l entreprise Les charges sont ensuite provisionnées en valeur actualisée de fin d'année Coût Taux nominal d actualisation Charge en euros courants qui sera payée à l instant T (charge «inflatée») Charge en euros constants qui sera payée à l instant T 31 382 M Valeur provisionnée Échéancier de coûts en euros constants (coûts bruts en euros constants) 65 873 M Temps 41

Comptes consolidés Evolution des OPEX du Groupe En millions d' 2011 retraité 2012 Écart org. % org. France (14 102) (14 536) (434) 3,1 Royaume-Uni (2 055) (2 343) (138) 6,7 Italie (672) (838) (57) 8,5 Autre International (1 111) (1 185) (38) 3,4 Autres activités (2 793) (2 809) 34-1,2 Groupe (20 733) (21 711) (633) 3,1 Opex 2012 en augmentation maîtrisée 42

Comptes consolidés France : croissance du chiffre d affaires +5,2% En millions d' +926 +583 +289 Ventes de gaz Autres +151 Tarifs 37 171 Climat (+13 TWh) 39 120 2011 +2,5% +1,6% +0,8% +0,4% 2012 43

Comptes consolidés France : évolution de l EBITDA En millions d' 2011 retraité 2012 % Non régulé 6 116 6 209 1,5 Régulé (1) 3 080 3 721 20,8 Total France 9 196 9 930 8,0 Croissance des activités régulées : Effet favorable du climat Hausse de la part acheminement des tarifs Croissance des activités non régulées : Hausse de la part énergie des tarifs Baisse de la production nucléaire partiellement compensée par l amélioration de la production hydraulique Effet défavorable de la vague de froid (1) Y compris activités insulaires 44

Comptes consolidés Répartition de l EBITDA France En millions d Activités insulaires Distribution 9 196 260 3 080 9 930 270 2 820 3 451 +20,8% 3 721 Activités Régulées : Augmentation des tarifs de réseaux (+ 298 M ) Hausse liée au climat (+ 193 M ) Hausse des raccordements (+ 81 M ) Activités Production / Commercialisation : Recul de la production nucléaire (- 635 M ) Hausse de la production hydraulique (+ 357 M ) Activités Production/ Commercialisation 66,5% 62,5% 6 116 6 209 +1,5% Augmentation de la part énergie (+ 188 M ) Fin de contrats LT et Eurodif (+ 238 M ) Effet climat (- 208 M ) 2011 Retraité 2012 Evolution maîtrisée des Opex (- 434 M ) 45

Comptes consolidés Analyse de l'évolution des Opex France en 2012 En millions d +615 +299-480 Outil Industriel Autres 14 102 Effectifs et masse salariale Hausse des charges sociales (+ 273 M ) Refacturation de prestations aux filiales Renforcement du suivi des dépenses 14 536 2011 Retraité 434 M (+ 3,1%) 2012 46

Comptes consolidés Leviers d économies identifiés STG STG/ SPARK SPARK Poursuite de la démarche d Excellence Opérationnelle Simplification des processus Augmentation de l efficience Performance achats Renforcement de l anticipation et de la définition des besoins des métiers Globalisation au niveau Groupe Elargissement des panels fournisseurs Mise en œuvre de synergies Organisation des métiers au niveau Groupe Négociation et gestion des contrats Standardisation des spécifications techniques et des prescriptions Augmentation du nombre de contrats comportant des clauses de productivité Pilotage serré au niveau Groupe des fournisseurs stratégiques Opportunité de faire jouer les levées d options Baisse significative des prix Forte mobilisation sur la négociation des prix Développement des analyses de la valeur Limitation des gré-à-gré sollicités par les entités «métiers» Rationalisation des structures et des organisations Priorisation des investissements Réduction ciblée sur les frais généraux (consultants, intérim et déplacements) Une ambition commune : renforcer l efficacité opérationnelle du Groupe 47

Comptes consolidés Variations de juste valeur British Energy Les variations de juste valeur liées à l acquisition de British Energy peuvent se décomposer en deux domaines principaux : Mise en juste valeur du contrat d approvisionnement du combustible et consommation des stocks de combustibles nucléaires en juste valeur Provision pour mise à la valeur de marché des contrats de trading Les variations de juste valeur sur l EBITDA sont les suivantes : 2010 2011 2012 Impact sur l EBITDA des ajustements de JV (en M ) 324 122 (35) 48

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Financement et trésorerie 49

Financement et trésorerie Endettement financier net En milliards d' 31/12/2010 31/12/2011 31/12/2012 (1) Endettement financier net Ratio EFN / EBITDA Dette Dette obligataire Maturité moyenne de la dette brute (années) Coupon moyen Liquidité 34,4 2,2x 35,5 8,9 4,4% 33,3 2,2x 37,5 9,2 4,3% 39,2 2,4x 43,9 8,5 3,7% Liquidité brute 25,2 24,9 27,2 Liquidité nette 17,9 17,1 13,8 L évolution de la liquidité nette traduit la prise de contrôle d Edison, dont la majorité de la dette est exigible à moins d un an et le passage en court terme de certains emprunts (1) Proforma après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013 et retrait de 2,4 Mds d actifs permettant 100% de couverture des passifs nucléaires d EDF éligibles aux actifs dédiés dès 2013 50

Financement et trésorerie Dette brute après swaps Ventilation par type de taux Ventilation par devise Taux variable 21% Taux fixe 79% Autres (1) 6% USD 9% GBP 23% EUR 62% Coupon moyen : 3,7% Maturité moyenne : 8,5 années (1) Principalement HUF, CHF, PLN et BRL 51

Financement et trésorerie Données financières En millions d' 2010 ajusté 2011 2011 retraité 2012 (1) EBITDA 14 156 14 824 14 939 16 084 Frais financiers nets décaissés (1 748) (1 623) (1 623) (1 634) Cash flow opérationnel (= FFO) 9 899 10 281 10 281 12 314 Endettement financier net 34 389 (2) 33 285 33 285 39 175 Capitaux propres y compris intérêts minoritaires 36 903 (2) 34 907 32 672 30 712 (1) Proforma après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013 et retrait de 2,4 Mds d actifs permettant 100% de couverture des passifs nucléaires d EDF éligibles aux actifs dédiés dès 2013 (2) Données non ajustées 52

Financement et trésorerie Tombées de dettes obligataires dans le Groupe par devise En millions d, avant swaps 6 000 5 000 4 000 Dont (en équivalent M ) 2013 2014 2015 1 989 4 297 1 918 98 2 2 $ 48 980 - CHF 1 361 25 25 3 000 2 000 1 000 0 Autres CHF EUR GBP USD JPY 53

Financement et trésorerie Principaux emprunts obligataires à fin 2012 (EDF) Date d émission (1) Échéance Nominal à l émission (en millions de devises) Devise 11/2008 01/2013 2 000 EUR 5,6% 12/2008 12/2013 1 350 CHF 3,4% 01/2009 01/2014 1 250 USD 5,5% 07/2009 07/2014 3 269 EUR 4,5% 01/2009 01/2015 2 000 EUR 5,1% 10/2001 10/2016 1 100 EUR 5,5% 02/2008 02/2018 1 500 EUR 5,0% 01/2009 01/2019 2 000 USD 6,5% 01/2010 01/2020 1 400 USD 4,6% 05/2008 05/2020 1 200 EUR 5,4% 01/2009 01/2021 2 000 EUR 6,3% 01/2012 01/2022 2 000 EUR 3,9% 09/2012 03/2023 2 000 EUR 2,8% 09/2009 09/2024 2 500 EUR 4,6% 11/2010 11/2025 750 EUR 4,0% 03/2012 03/2027 1 000 EUR 4,1% 04/2010 04/2030 1 500 EUR 4,6% 07/2001 07/2031 650 GBP 5,9% 02/2003 02/2033 850 EUR 5,6% 06/2009 06/2034 1 500 GBP 6,1% 01/2009 01/2039 1 750 USD 7,0% 03/2012 03/2037 500 GBP 5,5% 11/2010 11/2040 750 EUR 4,5% 10/2011 10/2041 1 250 GBP 5,5% 09/2010 09/2050 1 000 GBP 5,1% Taux (1) Date de réception des fonds 54

Notations Moody s Financement et trésorerie Notations comparées Aa3 EDF Notations S&P Notations Moody s Notations Fitch EDF A+ stable (1) Aa3 neg A+ stable A1 GDF Suez GDF Suez A CW négatif A1 négatif E.ON A - stable A3 stable A stable n/a A2 Vattenfall Enel Iberdrola BBB+ négatif BBB stable Baa2 négatif Baa1 négatif BBB+ CW négatif BBB+ négatif A3 RWE SSE E.ON Scottish & Southern A - négatif A3 stable A- stable RWE BBB+ stable A3 négatif A- stable Baa1 Enel Iberdrola BBB+ A- A A+ Notations S&P Endesa BBB+ négatif n/a BBB+ CW négatif Vattenfall A- stable A2 négatif A- stable Notation S&P Notation Moody s Notation Fitch EDF court terme A-1 P-1 F1 (1) Dégradation de AA- à A+ le 18 janvier 2012 suite à la dégradation de la France Source : agences de notation et Bloomberg, le 4 février 2013 55

Financement et trésorerie Calcul de l endettement financier net En millions d' 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2012 (2) Emprunts et dettes financières 50 034 59 932 59 932 Dérivés de couverture de dettes (834) (797) (797) Trésorerie et équivalents de trésorerie (5 743) (5 874) (5 874) Actifs financiers liquides disponibles à la vente (9 024) (10 289) (12 689) Prêts à RTE et aux sociétés en contrôle conjoint (1) (1 400) (1 397) (1 397) Dette financière des sociétés figurant dans les passifs non courants détenus en vue de la vente 252 - - Endettement financier net 33 285 41 575 39 175 (1) Dont prêt RTE de 1 174 M en 2012 (2) Proforma après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013 et retrait de 2,4 Mds d actifs permettant 100% de couverture des passifs nucléaires d EDF dès 2013 56

Financement et trésorerie Echéancier du prêt synthétique accordé à RTE En millions d' Taux 31 décembre 2012 Prêt à échéance 2013 4,625% 500 Prêt à échéance 2016 5,5% 664 Intérêts courus 10 TOTAL prêt synthétique accordé par EDF à RTE 1 174 57

Financement et trésorerie Actifs dédiés En milliards d Derniers cœurs Provisions de déconstruction des centrales de première génération 20,1 20,1 0,4 17,6 2,2 2,4 2,4 RTE 4,9 RTE Créance CSPE Provision de déconstruction des centrales REP 10,4 15,2 Autres actifs dédiés 12,8 Autres actifs dédiés Gestion à LT des déchets radioactifs 7,1 Provisions au 31/12/2012 Actifs dédiés au 31/12/2012 Actifs dédiés au 31/12/2012 Pro forma Le taux de couverture ressort à 88% à fin 2012. Après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013, le taux de couverture des passifs nucléaires EDF dépasse 100%, permettant ainsi le retrait de 2,4 Mds d actifs dédiés 58

Financement et trésorerie Performance 2012 des actifs dédiés d EDF Sécurisation du financement des charges de démantèlement des centrales nucléaires et de stockage et gestion à long terme des déchets radioactifs Date de couverture complète des engagements fixée par la loi à juin 2016 Maintien de la prudence de gestion, dans le contexte de crise de l euro : sous-pondération des dettes périphériques européennes importance de la poche de trésorerie et souspondération actions en début d année diversification des actifs supérieure à celle de l indice et moindre volatilité Performance des titres RTE (+ 6,7%) En millions d Composition du portefeuille au 31/12/2012 Titres et OPCVM obligataires 50% des titres de RTE Trésorerie 953 6 937 2 393 17 626 Titres et OPCVM actions 7 343 Performance (1) 2012 : 10,4% (1) Performance annuelle, y compris RTE et avant impôts Hors RTE la performance du portefeuille financier est de 11,1% et hors trésorerie de 12,0%, à comparer à un benchmark de 12,6% 59

Financement et trésorerie Cadre réglementaire des actifs dédiés Les actifs dédiés ont vocation à sécuriser le financement des dépenses liées au démantèlement des centrales nucléaires. Ils ont été constitués à partir de 2000 et se conforment au cadre réglementaire édifié en 2006 Loi de programme du 28 juin 2006 - Loi NOME du 7 décembre 2010 Constitution d un portefeuille d actifs dédiés de valeur au moins égale à 75 % des provisions à mi-2011 et à 100 % à mi-2016 A partir de mi-2016, la valeur de réalisation du portefeuille dédié doit être au moins égale au montant des provisions couvertes En cas d écart, l autorité administrative peut prescrire les mesures nécessaires à la régularisation de la situation de l entreprise Décret du 23 février 2007 Le décret contient une liste précise des actifs éligibles au portefeuille d actifs dédiés et de leurs parts maximales autorisées et exclut certaines catégories d actifs Il précise la nomenclature des charges nucléaires qui constituent l assiette des actifs dédiés et fixe un plafond règlementaire sur le taux d actualisation du passif, ainsi qu un délai de régularisation tenant compte des conditions économiques et de la situation des marchés qui ne peut excéder 3 ans Décret du 29 décembre 2010 Il autorise EDF à intégrer dans son portefeuille d actifs dédiés les titres de RTE Autorisation administrative du 8 février 2013 d affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés 60

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Stratégie et investissements 61

Stratégie et investissements EDF aujourd hui 140 GW à fin 2012 5,8 M clients 14,2 GW installés 28,6 M clients 99,8 GW installés 1,7 M clients 2,1 GW installés Europe centrale 1,4 M clients 7,7 GW installés 6,4 GW installés activités de Trading Nam Theun 3,9 GW de capacité nucléaire 1 EPR en construction en France et 2 en Chine 1,1 GW de capacité hydro 62

Stratégie et investissements EDF en 2020 : un producteur d électricité à 75% non émetteur de CO 2 2012 2020 Capacité installée (en GW) en 2012 Projections à 2020 de la capacité installée (en GW) Charbon 17% 3% Hydro 16% Gaz 10% France Renouvelables 140 GW 72% Nucléaire 54% International 28% Gaz et charbon 25% Renouvelables 25% 160 GW International 35% Nucléaire 50% France 65% + 50% de croissance à l international Mix énergétique d EDF Par type de combustible et par géographie 63

Stratégie et investissements Groupe EDF : capacités installées en 2012 En GW EDF Mix énergétique Intérêts minoritaires EDF Mix énergétique Participations dans les entreprises associées EDF Mix énergétique Capacité Brute Nette Nucléaire 77,5 50% 2,5 74,9 52% 0,2 74,7 53% Charbon-fioul 28,3 18% 3,9 24,4 17% 1,1 23,3 17% CCG 19,4 12% 4,3 15,1 11% 0,5 14,6 10% Hydro 25,8 17% 2,8 23,1 16% 1,1 21,9 16% Autres ENR 5,3 3% 0,2 5,1 4% 0,1 5,0 4% Total 156,3 100% 13,7 142,6 100% 3,0 139,5 100% Capacité totale des actifs dans lesquels le groupe EDF dispose d intérêts Capacité du groupe EDF y compris participations dans les entreprises associées Capacités nettes du groupe EDF, hors participations dans les entreprises associées 64

Stratégie et investissements Les centrales nucléaires d'edf en déconstruction Chooz EDF a décidé en 2001 de déconstruire intégralement ses 9 centrales à l arrêt sur 25 ans au lieu de 50 ans Brennilis St Laurent 1 réacteur à eau pressurisée (REP) Chooz A (300 MW) : 1967-1991 Chinon Bugey Creys Malleville UNGG REP REL RNR 1 réacteur à eau lourde (REL) Brennilis (70 MW) : 1967-1985 (EDF/CEA) 6 réacteurs de la filière Uranium naturel / graphite-gaz (UNGG) Chinon A1 (70 MW) : 1963-1973 Chinon A2 (200 MW) : 1965-1985 Chinon A3 (480 MW) : 1966-1990 Saint-Laurent A1 (480 MW) : 1969-1990 Saint-Laurent A2 (515 MW) : 1971-1992 Bugey 1 (540 MW) : 1972-1994 1 réacteur à neutrons rapides (RNR) Creys-Malville (1 240 MW) : 1986-1997 65

Stratégie et investissements Exemple d installation en cours de démantèlement : Chooz A Mis en service en 1967 et en fonctionnement jusqu en 1991, Chooz A est le premier réacteur de la filière Réacteur à Eau Pressurisé (REP) à être démantelé en France Entre 1991 et 1999 : fermeture de l installation et mise sous surveillance Entre 1999 et 2008 : démantèlement de la partie non nucléaire des installations (dont salle des machines) ainsi que des bâtiments nucléaires annexes (hors «caverne» réacteur) 2007 : publication du décret de démantèlement complet de l installation Depuis 2008, les opérations de démantèlement des circuits nucléaires sont en cours, avec notamment l extraction, la décontamination des générateurs de vapeur et l expédition de deux d entre eux en 2012 vers l ANDRA ou encore la décontamination du circuit primaire et du pressuriseur 66

Stratégie et investissements Chine TNPJVC Taishan 1 & 2 (EDF 30%) 2 EPR de 1 750 MW en construction 16 000 intervenants Avancement du chantier au 31 décembre 2012 Unité 1 : fin des travaux de soudure du circuit primaire principal, fin du génie civil principal du bâtiment réacteur et des bâtiments auxiliaires attenants, installation des premiers éléments du groupe turbo-alternateur et du premier condenseur Unité 2 : pose du dôme du bâtiment réacteur, installation du pont principal de la salle des machines Bâtiments communs de site : mise en service de la station de déminéralisation d'eau Objectif de première production en 2014 pour l unité 1 et en 2015 pour l unité 2 67

Stratégie et investissements Point d avancement du projet EPR de Flamanville 3 Objectif de première production en 2016 Coûts de construction de l ordre de 6 milliards d euros (1) réévalué de 2 milliards Avancement du chantier au 31 décembre 2012 94% du génie civil réalisé 39% des montages électromécaniques réalisés Assemblage du groupe turbo-alternateur achevé Mise en service du simulateur pleine échelle Mise en eau de la station de pompage Pose de nouveaux supports pour le pont polaire du bâtiment réacteur achevée Pose du dôme du réacteur prévue à l été 2013 Processus d instruction avec l Autorité de Sûreté Nucléaire : Evolution du contrôle-commande validée par l Autorité de Sûreté Nucléaire en avril 2012 (1) En euros 2008 68

Stratégie et investissements Mise en service d un CCG à Martigues Une première en Europe : la réalisation d un Cycle Combiné Gaz (CCG) par repowering d une puissance de 465 MW, mis en service le 31 août 2012 Repowering : Réutilisation d une partie des installations existantes (rénovées) : turbine à vapeur station de pompage station de rejet circuit de refroidissement Association à une turbine à combustion et une chaudière de récupération des fumées Amélioration des performances du site : Diminution par 2 des émissions de CO 2 Diminution par 4 des émissions d oxyde d azote Pas de poussières, très peu d oxyde de soufre Rendement de 57% contre 37% sur les anciennes installations Mise en service du second Cycle Combiné Gaz d une puissance similaire début 2013 Investissement pour les deux Cycles Combiné Gaz : 500 millions Réduction des coûts de 15 % par rapport à une installation neuve 69

Stratégie et investissements Terminal de Dunkerque Pose de la première pierre le 5 Octobre 2012 Le terminal méthanier de Dunkerque, qui entrera en activité fin 2015, sera composé des installations suivantes : Une jetée pour accueillir jusqu à 120 méthaniers par an Un système de déchargement du gaz naturel liquéfié (GNL) Trois cuves de stockage de GNL d'une capacité de 190 000 m 3 chacune Une unité de re-gazéification du GNL (de -160 C jusqu à 0 C) Un tunnel amenant une partie des eaux tièdes de rejet la centrale nucléaire de Gravelines (qui seront réutilisées pour re-gazéifier le GNL) Un raccordement au réseau de transport du gaz vers les marchés français et belge Trois maîtres d ouvrage seront impliqués dans ce projet : Le Grand Port Maritime de Dunkerque en charge du dragage de la darse, de la création d une plate-forme de plus de 50 hectares pour la construction des installations terrestres et de la réalisation des ouvrages de protection maritimes EDF, via Dunkerque LNG (65% EDF, 25% Fluxys, 10% Total), en charge des infrastructures industrielles de déchargement, de stockage et de regazéification du GNL (total: 1 Md 2010 ) GRTgaz et Fluxys Belgium en charge du raccordement aux réseaux de transport gazier Le terminal aura une capacité de 13 Gm 3 /an, représentant près de 20% des capacités d importation en France. EDF en sera un des principaux utilisateurs 70

Stratégie et investissements Contrats gaziers d Edison Renégociations des contrats gaz (Qatar, Libye, Russie et Algérie) Contrat russe renégocié en 2011 Succès des arbitrages sur les contrats qatari et libyen (+680 M sur EBITDA de l année 2012) Le résultat d arbitrage sur le contrat algérien devrait être connu en 2013 L ensemble des contrats long terme de gaz d Edison représente 14,4 Mds m 3 /an Une nouvelle phase de révisions des prix a débuté fin 2012 pour restaurer la profitabilité de ces contrats affecté par la baisse des prix du gaz Etat des renégociations et arbitrages Contrat Volume (Mds m 3/ an) Expiration Etat des renégociations/ arbitrages Qatar 6,4 2034 2012 Libye 4,0 2026 2012 Impact EBITDA en M Au titre des exercices antérieurs en M 680 347 Russie 2,0 2019 2011 200 62 Algérie 2,0 2019 Attendu en 2013 n/c n/c 71

Stratégie et investissements Transition énergétique : calendrier et enjeux du débat tels que définis par le gouvernement Calendrier Enjeux Jusqu en juillet 2013 : période de débat en France Avant octobre 2013 : intégration des recommandations dans le projet de loi de programmation pour la transition énergétique présenté au débat et au vote du Parlement Ecologique : réduire les émissions nationales de gaz à effet de serre et maîtriser l ensemble des impacts environnementaux et sanitaires Economique : réduire la dépendance énergétique, gagner en compétitivité et créer de l emploi Social : maîtriser le prix de l énergie pour lutter contre la précarité énergétique JANVIER - FEVRIER MARS - JUIN JUILLET OCTOBRE 2013 Pédagogie et information Participation et concertation Synthèses et recommandations Projet de loi au Parlement Source : Ministère de l'ecologie, du Développement durable et de l'energie - Conférence de presse du 24 Janvier 2013 72

Stratégie et investissements Organisation du débat de transition énergétique CONSEIL NATIONAL DU DÉBAT Fixation des grandes orientations du débat national et du calendrier Organisation et formulation des recommandations à l issu du débat Mix énergétique à 2025 Scénarii possibles à horizon 2030 et 2050 5 groupes de travail Gouvernance Rôle de l Etat et des collectivités COMITÉ DE PILOTAGE Garant du respect des règles du débat et de son bon déroulement Coûts et financement de la transition énergétique Chemin vers l efficacité énergétique Energies renouvelables et nouvelles technologies + Stratégie développement industriel et territorial COMITÉ CITOYEN Accessibilité et lisibilité du débat pour le grand public. 1 er Comité le 16 février 2013 SECRÉTARIAT GÉNÉRAL Fonction de chef de projet GROUPE DES EXPERTS Expertises GROUPE DE CONTACT DES ENTREPRISES DE L ÉNERGIE Dialogue avec l ensemble des acteurs économiques de l énergie COMITÉ DE LIAISON Coordination des débats sur les territoires Source : Ministère de l'ecologie, du Développement durable et de l'energie - Conférence de presse du 24 Janvier 2013 73

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Energies renouvelables 74

Energies renouvelables Capacité installée nette d'edf EN au 31 décembre 2012 218 MW 23 MWc 87 MW 185 MW 112 MW 20 MW 10 MW 3 MW 48 MW 1 642 MW 5 MWc 143 MW 377 MW 228 MWc 24 MW 113 MW 124 MW 90 MW 303 MW 140 MW 38 MWc 6 MW 343 MW 102 MWc 289 MW 12 MW 12 MWc 69 MW 14 MW Eolien en exploitation (MW) Solaire en exploitation (MWc) Eolien et solaire en construction (MW) Brute Nette Capacité installée : 5 372 MW 4 208 MW Capacité en construction : 1 329 MW 786 MW Autres filières En exploitation 169 MW En construction 44 MW NB : MWc = Mégawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d ensoleillement standardisées) Source : EDF EN 75

Energies renouvelables EDF EN : un portefeuille substantiel de projets renouvelables 1 620 MW 24 MWc 1 252 MW 111 MW 76 MW 321 MW 5 085 MW 968 MWc 3 001 MW 920 MWc 193 MW Pipeline éolien : 13,1 GW 602 MW 164 MW 77 MW 7 MWc Un pipeline de près de 15,8 GW 69 MW 148 MWc Pipeline photovoltaïque : 2,7 GWc Source : EDF, EDF EN. Remarque : les pipelines sont indiqués pour EDF EN Note : Pipeline éolien et photovoltaïque Afrique/Asie de 1 194 MW 76

Energies renouvelables EDF EN Capacité installée et en construction, par type, à fin décembre 2012 En MW Brute Nette au 31/12/2011 au 31/12/2012 au 31/12/2011 au 31/12/2012 Éolien 3 521,5 4 680,3 2 789,5 3 629,2 Solaire 413,5 497,3 340,6 409,6 Hydraulique 84,2 84,2 77,1 81,4 Biogaz 60,3 64,9 59,5 63,0 Biomasse 26,0 26,0 18,2 18,2 Cogénération 19,2 19,2 6,7 6,7 Capacité installée totale 4 124,7 5 371,9 3 291,6 4 208,1 Éolien en construction 1 490,1 1 113,4 892,2 577,8 Solaire en construction 287,1 170,4 153,5 164,2 Autres en construction 4,3 45,1 3,2 43,8 Capacité totale en construction 1 781,5 1 328,9 1 048,9 785,8 Total 5 906,2 6 700,8 4 340,5 4 993,9 77

Energies renouvelables EDF Energies Nouvelles Principales mises en service en 2012 Photovoltaïque Conservées Cédées France + DOM (1) 121 MW nets 146 MW nets Grèce 6 MW nets - Espagne 4 MW nets - Etats-Unis - 12 MW nets Autres 6 MW nets - Eolien Conservées Etats-Unis 654 MW - Cédées Canada 218 MW 150 MW nets Royaume-Uni 18 MW nets - France 12 MW 23 MW nets Allemagne - 28 MW nets Autres 147 MW nets - (1) Départements d Outre-Mer Brutes Nettes Capacités conservées : 1 448 MW 1 190 MW Capacités cédées : 360 MW 360 MW 78

Energies renouvelables Appel d'offres dans l'éolien offshore français : succès du consortium mené par EDF EN pour 3 sites sur 4 Meilleur programme industriel (40% de la note) 7 500 emplois directs et indirects Turbine à entraînement direct de 6 MW d'alstom Etudes techniques et environnementales les plus complètes (20% de la note) Études de vent approfondies et enquêtes géotechniques poussées Implication de longue date avec les parties prenantes locales Prix de l'électricité correspondant aux critères d'investissement du Groupe (40% de la note) Investissement postérieur à 2015 et exploitation commerciale au plus tôt en 2017 Trois projets remportés sur quatre par le consortium mené par EDF EN (jusqu'à 1 500 MW) Fécamp (Seine-Maritime) 480 à 500 MW Courseulles-sur-Mer (Calvados) 420 à 500 MW Saint-Brieuc (Côtes d Armor) 480 à 500 MW Saint-Nazaire (Loire-Atlantique) 420 à 750 MW Brest Le Tréport (1) (Seine-Maritime) 600 à 750 MW Cherbourg Saint-Nazaire Le Havre Dieppe Dunkerque (1) L'appel d'offres pour le site du Tréport a été déclaré infructueux 79

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France - Production 80

France - Production France : production nucléaire en recul par rapport à 2011 En TWh Production cumulée 2011 Production cumulée 2012-6,2% -3,8% 421,1 404,9-0,7% 119,9 119,1-4,9% 218,4 207,8 314,7 295,2 Mars Juin Septembre Décembre 81

France - Production Evolution du «load factor» et de la production nucléaire Kp (%) 95 Kp annuel («load factor») du parc nucléaire TWh 450 Production nette du parc REP 85 417 421 427 429 428 418 418 421 75 72,8 74,1 75,5 76,1 77,0 77,6 77,4 75,6 75,3 73,8 76,1 73,0 400 395 401 408 405 65 70,7 390 55 350 82

France - Production Progression continue des conditions d exploitation 80 60 40 20 69 61 Nombre d arrêts automatiques de réacteur 58 56 53 31 41 40 30 32 Le nombre d'arrêts automatiques est un indicateur majeur en termes de sûreté. Il mesure la qualité et la rigueur dans l'exploitation. Les résultats du parc d'edf sont depuis 5 ans parmi les meilleurs mondiaux 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1,1 Dosimétrie collective annuelle moyenne / réacteur 15 Taux de fréquence d accidents (1) 0,9 0,7 0,5 H.Sv/tr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 10 0 Entreprises prestataires EDF 0,67 5 4,2 2,7 Grâce aux actions menées conjointement par EDF et ses prestataires, tous les salariés bénéficient d'un même niveau de sécurité en constante amélioration. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 (1) Nombre d accidents avec arrêt de travail pour un million d heures travaillées 83

France - Production Six visites décennales par an en moyenne 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Moyenne de 6 visites décennales sur la période 2011 2012 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E Une visite décennale = en moyenne 100 jours d'arrêt (1) 1 450 MW 1 300 MW 900 MW (1) Cette durée moyenne est variable selon les programmes de modifications de sûreté et de travaux de maintenance 84

France - Production Poursuite du programme de remplacement des grands composants Générateurs de vapeur (3 GV/ réacteur 900 MW) Stators d alternateur Transformateurs principaux (3 pôles/réacteur) Remplacés à fin 2012 22 réacteurs 900 MW + 1 en cours 31 réacteurs Programme industrialisé à partir de 2012 : 4 réacteurs/an en moyenne jusqu en 2020 Prioritaires restant à remplacer 3 réacteurs d ici 2014 dont 2 en 2013 + 1 en cours 19 réacteurs jusqu en 2017 dont 4 en 2013 85

France - Production Hydraulique : faits marquants 2012 Amélioration de la fiabilité et de la performance des ouvrages de production hydraulique situés sur la Durance. Huit mois de travaux de maintenance, de rénovation et de modernisation réalisés sur les parties habituellement immergées de 7 centrales hydroélectriques (56 km de canaux, galerie, groupes de production ) Début des travaux de creusement des galeries d accès et de la caverne principale de la centrale de Romanche- Gavet à l été 2012 et détournement de la Romanche en septembre 2012 pour permettre la construction du barrage. En décembre 2012, réception du premier des deux tunneliers qui creuseront la galerie destinée à amener l eau à l usine sous le massif de Belledonne (entrée en action du tunnelier : avril 2013) Décembre 2012 : 1 er couplage au réseau électrique corse de l un des deux groupes de production du nouvel aménagement hydro-électrique du Rizzanese. Puissance globale de l ouvrage 55 MW Lancement de la rénovation de l usine marémotrice de la Rance (rénovation des turbines, des alternateurs, des vannes et des automatismes de commande). Investissement : 100 millions d euros sur 10 ans Ouverture de la première agence «Une rivière, un territoire», à Rodez en 2012 visant à encourager le développement économique de projets innovants dans le domaine de l eau, de l énergie et de l environnement sur les vallées du Lot, de la Truyère et du Tarn 86

France - Production Productible hydraulique et variation des stocks en énergie (2012 versus moyenne historique) En TWh 8 6 4 2 0-2 -4-6 Variation des stocks en énergie moyenne Variation des stocks 2012 Productible moyen Productible 2012 Variation en points par rapport au pourcentage de remplissage 2 2 1 1 0-1 -1-2 -2-3 Productible hydraulique : quantité d énergie maximale que l on peut produire à partir des apports hydrauliques (pluie, neige, marée) d une période donnée 87

France - Production Un productible hydraulique variable selon la météorologie En TWh 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 23 TWh d écart entre le plus fort et le plus faible productible annuel des 23 dernières années (de 1989 à 2012) 1989-30,5 TWh 1994-53,2 TWh 2011-31,2 TWh 2012-39,1 TWh 1,0 0,0 Productible hydraulique : quantité d énergie maximale que l on peut produire à partir des apports hydrauliques (pluie, neige, marée) d une période donnée 88

France - Production Les investissements dans le patrimoine hydraulique Le projet Renouveau pour moderniser les méthodes d exploitation et de maintenance Un déploiement progressif sur l ensemble des unités de 2012 à 2018 Les principaux axes du projet : Surveiller les ouvrages et agir à distance grâce à l e-exploitation, moderniser les systèmes de contrôle-commande Substituer la maintenance conditionnelle et préventive à la maintenance curative Optimiser les arrêts pour maintenance Moderniser les systèmes d information avec en particulier le passage à la gestion de la maintenance assisté par ordinateur Simplifier la gestion des petits aménagements hydrauliques Des gains attendus en matière de : Accroissement du productible Mise à disposition de puissance de pointe supplémentaire Mise à disposition de services système complémentaires Gains 2015 estimés > 90 M 89

France - Production Projet hydraulique : Romanche-Gavet dans l Isère Remplacement de 6 centrales hydroélectriques par un seul ouvrage souterrain Investissement de 250 M Capacité de 93 MW Lancement du chantier en 2011 pour une mise en service en 2017 Gain de production potentiel de 155 GWh Une concession d une durée de 60 ans 90

France - Production Le parc thermique à flamme d EDF : faits marquants 2012 31 août : mise en service du premier Cycle Combiné Gaz du site de Martigues (465 MW) 14 octobre : recouplage au réseau de l'unité n 2 de la centrale du Havre arrêtée suite à l'incendie du 30 janvier. Montant des investissements pour réparer l'unité : 3,5 millions d 30 novembre : signature d une convention avec General Electric, la CCI, la Communauté d'agglomérations locales et Pôle emploi de la région Nord-Pas-de-Calais, afin de promouvoir l'emploi et le développement du territoire dans le cadre du chantier de construction d un Cycle Combiné Gaz à Bouchain 91

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Royaume-Uni Nucléaire 92

Royaume-Uni Nucléaire Projet de nouveau nucléaire au Royaume-Uni Franchissement d étapes importantes : Février 2012 : premiers accords signés avec Kier BAM pour les travaux de préparation du site, avec Areva pour la livraison de chaudières et de systèmes d instrumentation et de contrôle commande et avec le Bridgwater College pour la formation des techniciens Avril 2012 : Design de Référence préliminaire accepté Mai 2012 : présentation par le gouvernement britannique du projet de loi sur l énergie («Energy Market Reform») instaurant notamment des «contracts for difference» (1) Septembre 2012 : convergence technique des prototypes standards (GDA), fin de l examen du «Planning Inspectorate» (PINS), signature du plan d exécution du projet (PEP) Novembre 2012 : licence pour le site nucléaire accordée après 18 mois de discussions. Par ailleurs, le Parlement a commencé son examen du projet de loi sur l énergie Décembre 2012 : validation de l évaluation des prototypes standard par l Office de Régulation Nucléaire (ONR) et confirmation de l acceptation du design. Recommandation du PINS au secrétariat d Etat à l Energie et au changement climatique, principes du programme révisé par le financement du démantèlement validée par l ONR, 2ème lecture de la loi sur l Energie au Parlement (1) Mécanisme contractuel encourageant les investissements dans les énergies peu émettrices de CO 2 93

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France Domaine régulé 94

France Domaine régulé Chiffres clés ERDF En millions d 2009 2010 2011 retraité 2012 % Chiffre d affaires 11 374 12 182 12 262 13 313 8,6 EBITDA 2 159 2 475 2 797 3 415 22,1 Résultat net courant (77) 115 456 825 n.s. Investissements opérationnels bruts 2 313 2 560 2 821 3 073 8,9 95

France Domaine régulé ERDF Amélioration de la qualité de l'offre en France Un critère B toutes causes confondues à 75 mn (1) qui confirme l amélioration engagée depuis 2010 (- 33% vs. 2010) Nb d'événements significatifs (plusieurs dizaines de milliers de clients BT coupés, hors événements exeptionnels) 8 4 3 2 2 2 2007 2008 2009 2010 2011 2012 L amélioration de la qualité de fourniture se confirme malgré des aléas climatiques et une vague de grand froid en février 2012 (1) Valeur hors RTE 96

France Domaine régulé ERDF revue des durées d utilité et des modalités de gestion des immobilisations Poursuite du programme initié en 2011 Les études avaient porté en 2011 sur les canalisations basse tension aériennes torsadées Changement d estimation au premier semestre 2012 de la durée de vie des transformateurs HTA-BT, portée de 30 à 40 ans suite aux études statistiques et techniques Taux d incident stable et très faible jusqu à 40 ans Prochaines étapes : Poursuite des études sur les autres catégories d ouvrages, notamment les canalisations basse tension souterraines 97

France Domaine régulé Annulation du tarif d acheminement d ERDF par le Conseil d Etat Le 28 novembre 2012, le Conseil d Etat a annulé la décision des pouvoirs publics relative au TURPE 3 distribution Le Conseil d Etat fait le constat d «une méthode erronée en droit» dans la façon d établir les charges de capital Le Conseil d Etat ne s est pas prononcé sur le niveau tarifaire de TURPE 3 La décision du Conseil d Etat prendra effet au 1 er juin 2013 afin de permettre à la CRE de proposer de nouveaux tarifs de distribution aux ministres responsables de leur approbation La CRE a lancé le 13 février 2013 une consultation sur cette nouvelle version de TURPE 3 A ce stade, pas de remise en cause du principe général, défini par la loi, de la couverture des coûts du distributeur dans le cadre de sa mission de service public, ni le niveau de tarif lui-même 98

France Domaine régulé Du TURPE 3 au TURPE 4 : calendrier Distribution Jusqu en juin 2013 : consultation et recommandation de la CRE 1 er juin 2013 : application du nouveau TURPE 3 distribution 1 er janvier 2014 : mise en place de TURPE 4 distribution : retour attendu au concept de la base d actifs régulés (BAR) Transport 1 er août 2013 : mise en place de TURPE 4 transport 1 er juin 1 er août 1 er janvier 2014 Consultation et recommandation CRE Application nouveau TURPE 3 distribution Mise en place de TURPE 4 transport Mise en place de TURPE 4 distribution 99

France Domaine régulé TURPE 4 : régulation transport + Capex - Amort. Chaque année Actif immobilisé (hors immobilisations en cours (1) et besoin en fonds de roulement (BFR)) = Base d actifs régulés (B.A.R.) 11,7 Mds au 1 er janvier 2012 Rémunération de la B.A.R. + Amortissement industriel + Recettes tarifaires régulées Taux de rémunération de la B.A.R. Charges opérationnelles - Amortissement du CRCP issu de TURPE 3 Tarifs Pas d évolution majeure attendue pour TURPE 4 mis en place au 1 er août 2013 après consultation publique (1) Rémunérées au taux annuel de 4,8% 100

France Domaine régulé Régulation et base d actifs en France BAR fin 2012 CMPC Indexation Electricité Transport VNC = 11,7 Mds 7,25% nominal avant impôts IPC+0,4%+CRCP 2,79% au 1 er août 2012 101

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France - Commerce 102

France - Commerce L activité électricité d'edf en France En TWh Ventes aux clients finals Entreprises et professionnels (hors tarif historique) 86,7 dont Eurodif (Export et façonnage) 13,8 411,4 68,3 370,7 7,0 377,9 59,9 2,1 Entreprises et professionnels (1) (au tarif historique) 176,5 169,9 175,6 Particuliers 148,1 132,4 142,4 2010 2011 2012 (1) Y compris auto-consommations EDF 103

France - Commerce L activité électricité d'edf en France en 2012 En TWh Ventes aux clients finals en 2012 Tarif de cession ELD (2) 17,8 Tarif vert Entreprises et professionnels (hors tarif historique) dont Eurodif (Export et Façonnage) 59,9 2,1 81,9 39,7 Tarif jaune Entreprises et Professionnels (1) (au tarif historique) 175,6 Tarif bleu Particuliers 142,4 178,6 (1) Y compris auto-consommations EDF (2) ELD : Entreprises Locales de Distribution 104

France - Commerce L activité électricité d EDF en France En TWh Ventes aux tarifs historiques (1) 324,6 302,4 318,0 Tarif de cession ELD (2) Tarif vert Tarif jaune 18,1 81,5 38,7 17,1 81,1 37,8 17,8 81,9 39,7 Tarif bleu 186,3 166,3 178,6 2010 2011 2012 (1) Y compris auto-consommations EDF (2) ELD : Entreprises Locales de Distribution 105

France - Commerce Le portefeuille aval d EDF En TWh Marché de gros et ventes aux enchères Ventes structurées 66,4 130,2-7,3 Marché de gros 33 Enchères 2,2 VPP 55,2 118,2-25,4 Marché de gros Marché de gros et ventes aux enchères Ventes structurées Ventes ARENH 30,8 60,8 Ventes ARENH 2011 2012 Portefeuille aval géré par l optimiseur (via EDF Trading pour l interface marché de gros) 106

France - Commerce Évolution des tarifs et de l inflation en France 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Inflation (juin N / juin N-1) 1,1% 3,6% -0,7% 1,6% 2,1% 2,0% Moyenne des tarifs 1,2% 3,6% 2,7% 3,8% 2,2% 2,0% Dont : Tarifs bleus 1,1% 2,0% 1,9% 3,2% 1,7% 2,0% Tarifs jaunes 1,5% 6,0% 4,0% 4,5% 3,2% 2,0% Tarifs verts 1,5% 8,0% 5,0% 5,5% 3,2% 2,0% Tarif de cession aux ELD (1) 0,0% 8,0% 5,6% 10,0% 1,3% 2,3% Source : Insee (1) Entreprises Locales de Distribution 107

France - Commerce Hausse des tarifs régulés de vente en France en 2012 Les hausses de tarif sont décidées une fois par an : En 2012, les hausses suivantes ont été mises en œuvre au 23 juillet 2,0% pour les particuliers, professionnels et entreprises (tarifs bleu, jaune et vert) Ces hausses comprennent l'augmentation des tarifs d'acheminement (TURPE) en vigueur au 1 er août 2012 : 1,80% pour la distribution et 2,79% pour le transport +2,0% +1,9 /MWh +2,0% +1,7 /MWh +2,0% +1,3 /MWh 95,5 /MWh 97,4 /MWh 84,4 /MWh 86,1 /MWh 63,3 /MWh 64,6 /MWh TURPE +0,8 /MWh +0,6 /MWh +0,3 /MWh Part énergie + commercialisation +1,1 /MWh +1,1 /MWh +1,0 /MWh Tarif 2011 bleu 2012 Tarif 2011 jaune 2012 Tarif 2011 vert 2012 Source : CRE Progression de la part énergie et commercialisation 108

France - Commerce Hausse des tarifs régulés de vente en France en 2011 Les hausses de tarif sont décidées une fois par an : En 2011, les hausses suivantes ont été mises en œuvre au 1 er juillet 1,7% pour les particuliers et entreprises (tarif bleu) 3,2% pour les autres clients professionnels (tarifs jaune et vert) Ces hausses comprennent l'augmentation des tarifs d'acheminement (TURPE) intervenue le 1 er août 2011 : 3,94% pour la distribution et 2,56% pour le transport +1,7% +1,6 /MWh 92,3 /MWh 93,9 /MWh +3,2% +2,6 /MWh 80,3 /MWh 82,9 /MWh +3,2% +2,0 /MWh 61,6 /MWh 63,6 /MWh TURPE +1,6 /MWh +1,3 /MWh +0,7 /MWh Part énergie + commercialisation +0,0 /MWh +1,3 /MWh +1,3 /MWh Tarif 2010 bleu 2011 Source : CRE Tarif 2010 jaune 2011 Stabilité de la part énergie + commercialisation des particuliers et petites entreprises liée à la hausse du TURPE Tarif 2010 vert 2011 109

France - Commerce Equation tarifaire des tarifs bleu, jaune et vert Composition de la facture moyenne TTC Tarif bleu résidentiel (1 er janvier 2013) 143,5 /MWh Composition de la facture moyenne hors TVA Tarif jaune (1 er janvier 2013) 104,5 /MWh Composition de la facture moyenne hors TVA Tarif vert (1 er janvier 2013) Taxes CSPE TURPE 33,0 13,5 44,0 Taxes CSPE TURPE 5,0 13,5 35,0 Taxes CSPE TURPE 80 /MWh 2,0 13,0 18,0 Production et coûts commerciaux 53,0 Production et coûts commerciaux 51,0 Production et coûts commerciaux 47,0 110

France - Commerce Volumes d ARENH attribués aux concurrents En TWh ARENH 2011 (40 /MWh) ARENH 2012 (42 /MWh) ARENH 2012 (42 /MWh) ARENH 2013 30,8 30,2 30,6 32,9 Volumes fournis S2 2011 Volumes fournis S1 2012 Volumes fournis S2 2012 Prévision de volumes (1) S1 2013 Volume total maximum de ventes d'edf aux fournisseurs concurrents (hors pertes réseaux) : 100 TWh (2) Volumes attribués correspondant à environ 85% de la fourniture Option pour les volumes au 2 nd semestre 2013 : 33,5 TWh Modifiable par les concurrents jusqu au 15 mai 2013 (1) Notification de novembre 2012 (2) Défini par la loi 111

France - Commerce Le dispositif des certificats d économie d énergie (CEE) CEE : un des leviers de la politique d'efficacité énergétique de la France initiés par la Loi POPE du 13/07/2005 et mis en place depuis 2006, à côté de la réglementation thermique des bâtiments, des normes de performance des équipements et des incitations financières (crédits d'impôt développement durable, Eco-PTZ ) Dispositif obligatoire pour les fournisseurs d'énergie en France : sur une période triennale (période 2 : 2011-2013 actuellement) en appui des clients (ou de tiers) pour la réalisation de travaux d'économies d'énergie (travaux d'isolation, installation de chaudières efficaces ou PAC ) contre l obtention de CEE validés par l'administration sous forme d'un versement financier au client qui améliore l'efficacité énergétique de son logement (prêts bonifiés, Habiter Mieux de l'anah, incitations commerciales, ) ou indirectement (via organisme de formation professionnelle FEEBAT ) à défaut, paiement d une pénalité de 20 /MWh cumac (1) (1) Cumulés actualisés, sur la période 112

France - Commerce Unité de compte des économies d énergie Objectif national multiplié par 6,5 entre la première et la deuxième période : de 54 TWhc à 345 TWhc, sur 3 ans Quote-part EDF : 140 TWhc Unité de compte des CEE définie par les pouvoirs publics : KWh cum ac cumulé : Pour tenir compte des économies générées sur toute la durée de vie de l équipement mis en place actualisé : Pour intégrer l idée de «perte de rendement» ou «d obsolescence» de l équipement : dépréciation 4%/an des économies d énergie réalisées Les kwh cumac sont des kwh économisés durant la durée de vie conventionnelle fixée d un équipement, corrigé d un coefficient d actualisation annuel de 4% 113

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France - CSPE 114

France - CSPE Les principes et les hausses annoncées de la CSPE La Contribution au Service Public de l Electricité (CSPE) : /MWh est prélevée auprès du consommateur via une ligne «autres prestations» figurant sur la facture est collectée par les opérateurs de réseaux et les fournisseurs d électricité est augmentée périodiquement : «À défaut d un arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant le 31 décembre de l année précédente, le montant proposé par la Commission de Régulation de l Énergie en application de l alinéa précédent entre en vigueur le 1 er janvier, dans la limite toutefois d une augmentation de 0,003 /KWh par rapport au montant applicable avant cette date». La hausse du 1 er janvier 2012 a été scindée en deux : 0,0015 /KWh en juillet 2011 et 0,0015 /KWh en juillet 2012 4,5 7,5 9 10,5 13,5 1 er janvier 31 juillet 1 er juillet 1 er janvier 2010 2011 2012 2013 115

France - CSPE Principales composantes de la CSPE pour EDF La CSPE a été mise en place en vertu de la loi du 10 février 2000 pour permettre la compensation de certaines charges exposées par EDF et liées à certaines missions de service public : En millions d 2010 2011 2012 Obligations d achat (1) 1 599 61% 2 244 63% 3 155 67% Autres (2) 1 006 39% 1 312 37% 1 532 33% Total CSPE EDF 2 605 3 556 4 687 La CSPE dans les DOM et en Corse varie avec les achats d énergie et de combustibles, le coût de remplacement des anciennes centrales de production d électricité et les volumes d obligations d achat Augmentation de la CSPE principalement due aux obligations d achat liées au développement du photovoltaïque (1) Les obligations d achats comprennent l électricité produite en métropole à partir de : hydraulique inférieure à 12 MW, biomasse, éolien, photovoltaïque, cogénération, valorisation des déchets ménagers et énergies de récupération à l exception de la Corse et des DOM (2) Les surcoûts de production et les obligations d achat en Corse et dans les DOM, le Tarif de Première Nécessité et le Fonds de Solidarité pour le Logement (FSL) 116

France - CSPE Evolution prévisionnelles des capacités de production renouvelables éligibles aux obligations d achat en France En GW 40 35 30 25 20 15 10,8 Autres ENR Photovoltaïque Eolien 14,8 13,1 16,7 18,8 21,1 24,3 28,3 33,4 36,5 10 5 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Triplement prévu des capacités entre 2012 et 2020 Source : Grenelle de l environnement / CRE 117

France - CSPE Evolution des obligations d achat en métropole et de la Contribution aux Charges de Service Public de l Electricité (CSPE) pour EDF Principe : La CSPE (1) compense l écart entre coût des obligations d achat et prix de marché 5 199 M (3) Montant des obligations d achat 4 028 M 3 190 M 2 704 M 2 822 M 919 M CSPE 1 541 M CSPE 1 599 M CSPE 2 244 M CSPE 3 155 M CSPE 1 785 M 1 281 M 1 591 M 1 784 M 2 044 M Surcoût des obligations d achat à compenser par la CSPE (2) Montant des obligations d achat valorisées au prix de marché 2008 2009 2010 2011 2012 (1) La CSPE compense également les coûts de production en Corse et DOM et le Tarif de Première Nécessité (2) Périmètre EDF SA hors SEI (3) Variation des obligations d achat : + 913 M photovoltaïque et +258 M éolien et -185 M cogénération vs. 2011 118

France - CSPE Reconnaissance par l Etat de la créance CSPE L Etat s est engagé sur un échéancier maximal de remboursement de la créance reconnue à fin 2012, soit 4 879 M composée du déficit de compensation (4 250 M ) et des coûts de financement passés (629 M ), la créance portant intérêt au taux de 1,7% pour le futur Cette créance doit être remboursée au plus tard à fin 2018 Le montant de la créance sera ajusté du montant définitif du déficit de CSPE à cette date, validé par la CRE fin 2013 (selon la procédure habituelle) La créance doit être remboursée indépendamment des flux futurs de CSPE. Néanmoins, le mécanisme existant de calcul de la CSPE est maintenu et contribuera au remboursement de la créance En cas d excédents de CSPE plus importants que prévu, la créance sera remboursée de façon accélérée 119

France - CSPE La CSPE dans les comptes d EDF à fin 2012 Compte de résultat : Bilan La compensation du surcoût des missions de service public concernées est comptabilisée en «autres produits et charges opérationnels» en EBITDA pour 4 687 M La compensation des coûts de portage du déficit passé est comptabilisée en produits financiers pour + 629 M Enregistrée dans le fonds de roulement sous «autres créances» pour 997 M (délais de facturation) Augmente l endettement financier net à due concurrence de 5 247 M La créance reconnue par l Etat enregistrée en créance financière pour 4 879 M (4 250 M + 629 M ) Tableau des flux de trésorerie Fonds collectés : 3 261 M Augmentation du Besoin en Fonds de Roulement : 1 426 M 120

France - CSPE Impact de la CSPE sur les états financiers d EDF En millions d 2010 2011 2012 P&L Surcoûts / Manque à gagner constatés (2 605) (3 556) (4 687) Impact sur les autres produits et charges opérationnels 2 605 3 556 4 687 EBITDA Neutre Neutre Neutre Impact sur le résultat avant impôt Neutre Neutre 629 Bilan Besoin en fonds de roulement (autres débiteurs) 2 812 3 821 997 Dette (CSPE sur énergie livrée non encore facturée, autres créditeurs) (344) (579) (747) Créance financière - - 4 879 Flux de trésorerie Recettes perçues sur énergie facturée 1 637 2 547 3 261 Augmentation du BFR 968 1 009 1 426 121

RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Marchés 122

Marchés Un marché européen de l énergie encore divisé en plaques électriques - moyenne des prix en 2012 Niveau de capacités commerciales disponibles 55,2 /MWh +0,2 /MWh (1) 1 800 (2) 1 800 (2) 1 200 (2) 2 400 (3) 2 800 (2) 46,9 /MWh 48,0 /MWh 2 400 (3) 47,0 /MWh -2,0 /MWh (1) -2,4 /MWh (1) -4,0 /MWh (1) 4 300 (2) 2 400 (2) 1 900 (2) 3 100 (2) 42,6 /MWh -8,5 /MWh (1) Des zones de marché interconnectées mais distinctes Prix: moyenne des prix spot (base 2012) pour la France (Epex), l Allemagne(Epex), le R-U (EDFT), l Espagne (OMEL), les Pays-Bas (APX), la Belgique (Belpex) et l Italie (Ipex) 1 200 (2) 47,2 /MWh -2,7 /MWh (1) 1 200 (2) 1 400 (2) 900 (2) 75,5 /MWh +3,3 /MWh (1) (1) Variation par rapport aux prix moyens de 2011 (2) Capacités nettes totales annuelles calculées par RTE en décembre 2012 pour l année 2013 exprimées en MW (3) Source ENTSOE, en MW 123

Marchés Augmentation prévue des capacités d'interconnexion En MW avant 2017 2013 2 000 2 600 Renforcement 2 000 Renforcement 1 200 + 600 3 400 1 200 + 600 Renforcement Nouvelles interconnexions France Espagne Baixas Sta Llogaia : 1 200 MW (RTE REE Projet INELFE) Golfe de Gascogne (RTE REE) : 1 200 MW France Italie Piémont Savoie (RTE - TERNA) : 1 200 MW France Royaume-Uni Eleclink (Eurotunnel - Star Capital) : 1 000 MW IFA2 (RTE - NGC) : 1 000 MW Renforcements France - Belgique France - Luxembourg Source : RTE 124

Marchés Echanges transfrontaliers d électricité, 2012 vs. 2011 EnTWh 7 6 5 2011 2012 4 3 2 France exportatrice 1 0-1 France importatrice Recul des exportations françaises, dû à la vague de froid de février et à une inversion du solde des échanges avec l Allemagne Source : RTE 125

Marchés Echanges transfrontaliers d électricité avec l Allemagne, 2012 vs. 2011 EnTWh 1,5 1,0 0,5 2011 2012 France exportatrice 0,0-0,5-1,0-1,5-2,0 France importatrice Inversion des flux entre l'allemagne et la France du fait d'une production importante des EnR Outre-Rhin Source : RTE 126

Marchés Echanges commerciaux aux frontières françaises en 2012 En TWh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre exportations 0,5 0,1 0,3 0,4 0,6 0,5 0,4 0,6 0,4 0,4 0,4 0,5 Allemagne importations 1,0 1,7 1,5 1,2 0,8 0,9 1,0 0,9 1,0 1,6 1,3 1,2 solde -0,4-1,6-1,2-0,9-0,2-0,4-0,5-0,3-0,6-1,2-0,9-0,7 Royaume- Uni Belgique Espagne Italie Suisse Global exportations 1,0 0,3 0,6 0,6 0,7 0,5 0,8 1,1 1,1 0,3 0,7 0,6 importations 0,1 1,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 solde 0,9-0,8 0,6 0,5 0,7 0,4 0,8 0,9 1,0 0,2 0,6 0,5 exportations 0,7 0,1 1,3 1,0 1,3 1,3 0,9 1,2 1,4 1,6 1,6 1,6 importations 0,3 0,9 0,1 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 solde 0,4-0,9 1,2 0,8 1,3 1,3 0,8 1,1 1,3 1,5 1,5 1,5 exportations 0,9 0,3 0,7 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,3 0,2 0,3 0,4 importations 0,2 0,6 0,3 0,4 0,3 0,1 0,1 0,2 0,3 0,5 0,5 0,4 solde 0,7-0,3 0,3 0,0 0,3 0,5 0,5 0,3 0,1-0,3-0,2 0,0 exportations 1,6 1,5 1,7 1,3 1,3 1,2 0,8 0,6 0,8 1,7 1,7 1,4 importations 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 solde 1,6 1,2 1,7 1,3 1,3 1,2 0,8 0,6 0,8 1,6 1,6 1,3 exportations 2,4 2,3 2,4 2,1 1,8 1,6 1,7 1,7 2,0 2,2 2,2 2,1 importations 0,2 0,7 0,2 0,4 0,8 1,0 1,0 1,0 0,6 0,4 0,5 0,4 solde 2,2 1,6 2,2 1,7 1,1 0,6 0,8 0,8 1,4 1,8 1,7 1,7 exportations 7,0 4,5 7,0 5,8 6,4 5,7 5,3 5,8 6,0 6,4 6,8 6,7 importations 1,7 5,2 2,2 2,3 2,0 2,0 2,1 2,3 2,0 2,8 2,4 2,3 solde 5,4-0,7 4,9 3,4 4,4 3,6 3,2 3,6 4,1 3,6 4,4 4,4 Source : RTE 127

Marchés Echanges commerciaux aux frontières françaises en 2011 En TWh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre exportations 0,6 0,5 0,9 1,0 1,3 1,3 1,3 1,2 0,8 0,6 0,7 0,6 Allemagne importations 1,4 1,0 1,0 0,5 0,4 0,4 0,2 0,4 0,5 1,0 0,7 0,9 solde -0,7-0,5-0,1 0,5 1,0 0,8 1,1 0,7 0,3-0,4-0,1-0,3 Royaume- Uni Belgique Espagne Italie Suisse Global exportations 0,9 0,7 0,7 0,6 0,5 0,6 0,7 0,7 0,4 0,4 0,5 1,0 importations 0,4 0,4 0,3 0,1 0,3 0,1 0,1 0,1 0,1 0,3 0,6 0,2 solde 0,5 0,3 0,4 0,5 0,2 0,6 0,7 0,6 0,3 0,1 0,0 0,8 exportations 0,8 0,7 0,9 0,7 0,6 0,9 0,8 0,5 0,6 0,3 0,4 0,5 importations 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,3 0,4 solde 0,7 0,6 0,8 0,6 0,5 0,9 0,6 0,4 0,5 0,0 0,1 0,2 exportations 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 0,7 0,5 0,6 0,2 0,7 importations 0,4 0,2 0,5 0,4 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,4 solde -0,2-0,2-0,4-0,2 0,1 0,4 0,5 0,6 0,3 0,4-0,1 0,3 exportations 1,5 1,7 1,7 1,5 1,4 1,3 1,0 0,8 0,8 1,8 1,8 1,7 importations 0,2 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 solde 1,4 1,6 1,5 1,5 1,3 1,3 1,0 0,8 0,8 1,6 1,7 1,6 exportations 2,5 2,3 2,5 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,3 2,3 2,4 importations 0,5 0,3 0,3 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 solde 2,0 2,0 2,2 2,2 2,1 2,1 2,2 2,1 2,0 2,1 2,2 2,2 exportations 6,5 6,0 6,8 6,3 6,3 6,8 6,6 6,0 5,2 6,0 6,0 6,9 importations 2,9 2,1 2,2 1,3 1,1 0,9 0,6 0,8 1,1 2,2 2,2 2,2 solde 3,6 3,8 4,5 4,9 5,3 5,9 6,1 5,2 4,1 3,7 3,8 4,7 Source : RTE 128

Marchés Prix à terme de l électricité France, R-U, Italie et Allemagne (N+1) en 2012 En /MWh Electricité - contrat annuel base France (Powernext) Electricité - contrat annuel base R-U (ICE) Electricité - contrat annuel base Allemagne (EEX) Electricité - contrat annuel base Italie (EDF-T) 77 72 67 62 57 52 47 42 janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc.-12 129

Marchés Prix à terme de l électricité France, R-U, Italie et Allemagne (N+2) en 2012 En /MWh Electricité - contrat annuel base France (Powernext) Electricité - contrat annuel base R-U (ICE) Electricité - contrat annuel base Allemagne (EEX) Electricité - contrat annuel base Italie (EDF-T) 79 74 69 64 59 54 49 44 janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc.-12 130

Marchés Prix à terme de l électricité (N+1) France 2012 vs. 2011 En /MWh 2011 2012 61 59 57 55 53 51 49 47 Recul des prix spot sous l effet de la baisse des prix du CO 2 et du charbon Source : Powernext 131

Marchés Prix de marché spot en base de l électricité France 2012 vs. 2011 En /MWh 80 Max base = 367,60 /MWh 2011 2012 70 60 50 40 30 20 10 0 Climat doux en janvier et décembre induisant une modulation de la production nucléaire Source : Powernext 132

Marchés Prix de marché spot en pointe de l électricité France 2012 vs. 2011 En /MWh 80 70 60 50 40 30 Max pointe = 627,59 /MWh 2011 2012 20 10 Min pointe = 10,67 /MWh Année marquée par une volatilité des cours due à la vague de froid de février 2012 et aux températures clémentes du mois de décembre Source : Powernext 133

Marchés Prix du charbon (N+1) en 2012 En $/T 117 112 107 102 97 92 Prix du charbon en baisse dû à une faible demande en Europe et à un niveau élevé d importations bon marché 134

Marchés Prix du brent (N+1) en 2012 En $/bl 128 123 118 113 108 103 98 93 88 Stabilité annuelle des prix malgré une forte volatilité au cours de l année 135

Marchés Prix du gaz NBP (N+1) en 2012 En p/therm 70 68 66 64 62 60 58 Légère baisse des prix sous l effet d un équilibre offre-demande détendu 136

Marchés Prix du CO 2 (N+1) en 2012 En /t 10 9 8 7 6 5 Prix en légère baisse sous l effet d une offre excédentaire 137

Marchés Températures mensuelles moyennes en France du 01/01/2011 au 31/12/2012 et écart à la normale En C Ecart à la normale 25 20 15 Températures moyennes réalisées Températures moyennes normales 3 2 1 0 10 5-1 -2-3 0-4 Source : Météo France 138

Marchés Consommation électrique France 2012 vs. 2011 En TWh 2011 2012 60 55 50 45 40 35 30 janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Consommation électrique stable malgré un pic en février dû à la vague de froid Source : RTE 139

Marchés Températures mensuelles moyennes à Londres (1) En C 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Source: Météo France (1) Représentatif des activités d EDF Energy 140

RÉSULTATS ANNUELS 2012 141