Jérôme Lépée, avocat associé, et Clément Allagnat, avocat du cabinet Aldatys proposent un panorama synthétique des principaux certificats énergétiques en vigueur (et à venir) en France.
Les certificats liés à l’énergie constituent un outil, incitatif ou contraignant, de mise en œuvre de la politique européenne et nationale en matière d’énergie, notamment en vue de décarboner l’économie. Ces certificats quantifient, tracent, ou valorisent des actions liées à la production, à la consommation, à l’économie d’énergie ou à la réduction d’émissions de gaz à effet de serre (GES). La coexistence de ces dispositifs, d’un poids économique variable, rend difficilement lisibles certains aspects du marché de l’énergie pour ses acteurs.
Les certificats d’économie d’énergie (CEE) : créés par la loi POPE de 2005, les CEE incitent à la maîtrise de la demande énergétique en certifiant les économies réalisées via des actions d’efficacité énergétique.
Selon leur niveau d’activité, les fournisseurs d’énergie doivent justifier sur une période triennale, de volumes d’économies d’énergie exprimés en kWh cumac (c’est-à-dire calculés sur l’ensemble de la durée de vie d’une action). Ils remplissent cette obligation en menant des actions directes, en finançant des travaux ou en achetant des CEE. A défaut, ils sont redevables d’une pénalité.
Des CEE dits « précarité » sont spécifiquement alloués aux actions en faveur des ménages en situation de précarité énergétique. Depuis plusieurs mois, le marché des ces CEE est sous tension en raison d’une faible production de certificats se traduisant par des prix élevés (15 euros/MWhc en mai 2025). La 6e période des CEE, s’étendant de 2026 à 2030, est en concertation et pourrait prévoir une obligation annuelle jusqu’à 1600 TWhc. Le ministre français de l’Industrie et de l’Énergie a évoqué, le 15 juin, vouloir augmenter « d’un quart les niveaux d’obligation pour la période 2026-2030 par rapport à 2022-2025 ».
Les garanties de capacité : elles visent à garantir l’équilibre du système électrique, en particulier lors des périodes de forte consommation. Chaque fournisseur d’électricité doit disposer de garanties, obtenues via des capacités de production ou d’effacement certifiées par RTE. Elles sont échangeables et monnayables via une plateforme dédiée.
Les fournisseurs sont redevables d’un règlement financier au profit de RTE en cas d’écart négatif (montant de garanties de capacité au titre d’une année < obligation de capacité).
Le mécanisme actuel de capacité va s’achever en novembre 2026. Une concertation est en cours pour l’adoption d’un nouveau dispositif que RTE voudrait « centralisé » : RTE (i) définirait le besoin de capacité, (ii) contractualiserait des engagements de disponibilité des capacités nécessaires à la sécurité d’approvisionnement et (iii) répercuterait le coût de cette contractualisation aux fournisseurs.
Les garanties d’origine (GO) : codifiées aux articles L. 314-4 s. (électricité), L. 445-18 s. (biogaz), L. 821-1 s. (hydrogène), les GO sont des certificats électroniques attestant qu’une quantité d’énergie injectée dans le réseau provient de sources renouvelables. Une GO est délivrée pour chaque MWh injecté. Gérées par EEX via le registre national, les GO peuvent être vendues en sus de la molécule et ont donc une valeur économique pour les producteurs.
Bien que l’article R. 311-48 (C. énergie) prévoie un dispositif de traçabilité pour toute source d’énergie primaire, les GO nucléaires sont inexistantes.
Les certificats Tiruert : la taxe incitative relative à l’utilisation d’énergies renouvelables vise à encourager l’incorporation d’énergies renouvelables dans les carburants. Le montant de cette taxe est réduit en fonction de la part d’énergie renouvelable effectivement intégrée. Les redevables (metteurs à la consommation de carburants notamment) peuvent soit incorporer physiquement des biocarburants, soit acquérir des certificats attestant de l’utilisation d’énergies renouvelables, notamment auprès de producteurs d’hydrogène renouvelable ou d’infrastructures de recharge pour véhicule électrique.
En 2026, la Tiruert devrait être remplacée par le mécanisme d’incitation à la réduction de l’intensité carbone des carburants (Iricc), introduisant une obligation de résultat avec sanctions administratives en cas de non-respect. Les carburants nouvellement concernés par le mécanisme, soit le GNR fluvial, le gaz pétrolier liquéfié (GPL) et le gaz naturel carburant [GNV sous forme comprimée (GNC) ou liquéfiée (GNL)], les carburants maritimes et d’aviation seraient intégrés progressivement.
Les certificats de production de biogaz (CPB) : créés par la loi dite Climat et Résilience de 2021, les CPB visent à stimuler la production de biométhane injecté dans les réseaux de gaz. Ils offrent aux producteurs un revenu complémentaire : un CPB est délivré pour chaque MWh injecté et peut être vendu. À compter de 2026, les fournisseurs livrant du gaz naturel à des consommateurs finaux (résidentiels et tertiaires) et/ou consommant plus de 400 GWh par an devront restituer un volume de CPB à l’Etat, calculé selon un coefficient fixé par décret. Pour s’y conformer, les fournisseurs peuvent produire du biométhane, acheter des CPB à un producteur ou sur un marché secondaire. A défaut, ils subiront une pénalité de 100 euros par CPB manquant.
Ce dispositif est contesté par certains fournisseurs de gaz naturel, au regard de la faible liquidité du marché du biogaz.
Le quota d’émission de gaz à effet de serre : issu de la directive 2003/87/CE, ce dispositif dit « EU ETS » impose un plafond d’émissions à certaines installations industrielles, aériennes et maritimes. Chaque quota autorise l’émission d’une tonne de CO₂ équivalent. Les quotas sont attribués gratuitement ou via enchères, et peuvent être échangés sur le marché secondaire. Les entreprises peuvent choisir entre réduire leurs émissions ou acheter des quotas.
Les quotas ETS gratuits accordés aux entreprises seront progressivement supprimés à partir de 2026 et disparaîtront définitivement d’ici à 2034.
Cette disparition s’accompagnera de la mise en oeuvre d’un mécanisme d’ajustement à la frontière pour le carbone visant à appliquer le prix européen du carbone aux émissions contenues dans les produits équivalents importés de pays hors UE. La mise en place de ce dispositif, parallèle à la disparition progressive des quotas ETS gratuits, vise à réduire les émissions de GES au sein de l’UE sans nuire à la compétitivité des entreprises européennes.
Enfin, un marché dit « ETS 2 », démarrera en 2027 et aura vocation à couvrir les émissions des secteurs de transport routier, du bâtiment, de la construction et de la petite industrie.
Source :
Mensuel Europ’Energies – La lettre des acheteurs européens d’électricité et de gaz
Gros plan – 24.06.25
* Article co-écrit avec Margot Theron, juriste, Adaltys.
Article réservé aux abonnés.