REC Renewable Energy Certificates : comprendre les marchés de certificats carbone aux États-Unis

Il y a deux ans, j’ai reçu un appel un vendredi soir d’un dirigeant d’ETI spécialisée dans le solaire qui venait de gagner son premier contrat dans le Massachusetts. Son problème n’était pas technique. Il n’arrivait pas à expliquer à son comptable pourquoi son client américain parlait de deux prix : un prix pour l’électricité, et un prix pour « les certificats ». Bienvenue dans l’univers des REC renewable energy certificates, un marché parallèle à celui de l’électricité que beaucoup de boîtes françaises découvrent au moment de facturer.

Ce système de certificats vaut 11 milliards de dollars aux États-Unis selon les dernières estimations de S&P Global. Et pourtant, je vois des dirigeants arriver à leur premier PPA sans comprendre ce qu’ils vendent réellement. Je vais vous expliquer comment ça fonctionne, pourquoi c’est central pour votre modèle économique, et surtout comment les REC peuvent transformer la rentabilité de vos projets outre-Atlantique.

Qu’est-ce qu’un REC, concrètement

Un REC, c’est un titre de propriété numérique qui atteste qu’un mégawattheure d’électricité renouvelable a été injecté dans le réseau. Un MWh produit par votre ferme solaire dans le Texas = un REC émis. Ce certificat peut ensuite être vendu séparément de l’électricité physique.

Je sais, ça paraît contre-intuitif quand on vient d’Europe. En France, quand vous vendez de l’électricité renouvelable, vous vendez un produit unique. Aux États-Unis, vous vendez deux choses : les électrons (la commodity) et les « attributs environnementaux » (le REC). Les deux ont des acheteurs différents, des prix différents, et parfois des cycles de marché complètement désynchronisés.

Pourquoi ce système ? Parce que les États américains imposent aux fournisseurs d’électricité des quotas d’énergie verte appelés Renewable Portfolio Standards. Les utilities qui ne produisent pas elles-mêmes achètent des REC pour prouver leur conformité. Résultat : un marché secondaire très actif.

Les deux grands marchés : compliance et voluntary

Le marché des REC se divise en deux compartiments que je vous conseille de ne jamais confondre.

Le marché compliance regroupe les États qui ont imposé un RPS par la loi. Le Massachusetts, le New Jersey, la Californie, New York, l’Illinois. Dans ces juridictions, les utilities sont obligées d’acheter un volume défini de REC chaque année. Les prix peuvent grimper très haut : dans le Massachusetts Class I, j’ai vu des REC s’échanger à plus de 40 $/MWh en 2024 selon les rapports de LevelTen Energy. Ça peut doubler la valeur d’un projet solaire.

Le marché voluntary, c’est tout le reste. Des entreprises comme Google, Amazon ou Microsoft achètent des REC pour afficher leur objectif « 100 % renouvelable ». Les prix sont beaucoup plus bas : 2 à 5 $/MWh pour un REC national « unbundled ». La différence de prix peut vous surprendre au premier projet.

SRECs et la prime solaire

Dans certains États, les certificats solaires ont leur propre catégorie appelée SRECs (Solar Renewable Energy Certificates). C’est une sous-catégorie particulièrement lucrative et c’est ici que je vois le plus d’opportunités manquées par les acteurs français.

Un SREC du New Jersey s’est échangé autour de 220 $/MWh en moyenne en 2024, selon les données de SRECTrade. Un projet solaire de 1 MW produisant 1 400 MWh par an génère donc potentiellement plus de 300 000 $ de SRECs annuels, en plus de la vente d’électricité.

J’ai accompagné une PME normande qui installe des systèmes photovoltaïques commerciaux. Elle avait répondu à un appel d’offres dans le New Jersey en pricant uniquement l’électricité, parce que c’est ce qu’elle fait en France. Elle était persuadée d’avoir fait une bonne offre. Elle laissait 40 % de revenus potentiels sur la table. Le client américain, lui, le savait très bien et n’allait pas s’en plaindre.

Comment les REC sont-ils tracés

Chaque REC est enregistré dans un registre électronique régional. WREGIS pour l’Ouest, PJM-GATS pour le Mid-Atlantic, NEPOOL-GIS pour la Nouvelle-Angleterre, ERCOT pour le Texas, M-RETS pour le Midwest. Ces registres empêchent le double comptage et attestent l’authenticité.

Pour vendre un REC, vous devez être inscrit dans le registre compétent. L’inscription n’est pas instantanée : comptez 4 à 8 semaines selon les régions, avec des audits techniques sur vos installations. Si vous commencez à produire sans inscription, vos MWh ne génèrent pas de REC. Ils sont perdus.

Point d’attention pour les dirigeants français : chaque registre a ses propres règles et ses propres formulaires, souvent en anglais juridique dense. Prévoyez un avocat américain spécialisé énergie ou un intermédiaire comme 3Degrees, Sterling Planet ou Karbone pour gérer l’administratif.

Le pricing des REC : comment budgéter un projet

Quand je fais un business case pour un client qui développe un projet aux États-Unis, je sépare toujours deux lignes de revenus : la vente d’énergie via PPA, et la vente de REC. C’est important parce que les deux ne se négocient pas en même temps, et parfois pas avec le même acheteur.

Trois scénarios à modéliser :

• REC bundled : vous vendez l’électricité et les REC ensemble à l’utility dans le cadre du PPA. Plus simple administrativement, mais vous laissez potentiellement de la marge sur la table.
• REC unbundled vendus sur le spot : vous gardez les REC et les revendez au plus offrant. Plus de travail, plus de volatilité, mais potentiellement plus de marge.
• REC contract de long terme : vous vendez les REC séparément à un corporate buyer (Google, Walmart) sur 10-15 ans. Stabilité des revenus, mais prix fixé aujourd’hui.

J’ai vu un projet éolien texan gagner 3 M$ de valorisation supplémentaire simplement en séparant la vente d’énergie (vendue à un retail supplier) de la vente des REC (vendus à un corporate buyer pour ses Scope 2 reporting).

Les pièges classiques à éviter

Trois erreurs que je vois revenir systématiquement chez mes clients français.

La première : penser qu’un REC est reconnu partout. Un SREC du New Jersey n’est pas reconnu comme REC compliance en Californie. La géographie de vos certificats détermine leur valeur. Vendre un REC « Texas wind » à un acheteur californien, c’est techniquement du greenwashing et ça peut se terminer au tribunal.

La deuxième : oublier la date de vintage. Un REC a une date de production. La plupart des programmes compliance n’acceptent pas les REC de plus de 3 ans. Si vous stockez vos certificats trop longtemps en espérant un meilleur prix, ils peuvent perdre leur éligibilité.

La troisième : sous-estimer la volatilité. Les prix des SRECs peuvent varier de 50 % d’une année sur l’autre selon les ajustements réglementaires. Ne construisez pas un business plan sur le prix spot du jour. Prenez une moyenne mobile 3 ans et prévoyez des scénarios bas.

Par où commencer si vous lancez votre premier projet

Trois actions concrètes dans l’ordre :

Identifiez l’État cible et son RPS. Le site de la Database of State Incentives for Renewables and Efficiency (DSIRE) liste tous les programmes actifs. Lisez la fiche de votre État avant même de parler à un développeur.

Contactez un REC broker ou un trader dès l’étape du développement du projet, pas après. Ces intermédiaires connaissent les prix de marché et peuvent préparer des term sheets pour sécuriser vos revenus futurs.

Intégrez la valorisation des REC dans votre modèle financier dès le début. Pour un projet de 5 MW dans le New Jersey, ne pas prévoir les SRECs peut vous faire rejeter le projet à tort au comité d’investissement. Pour un projet dans un État sans RPS, surpondérer les REC vous fera surestimer vos revenus.

Le marché américain des certificats renouvelables n’est pas un détail administratif. C’est une source de revenus à part entière qui peut représenter 20 à 50 % de la valeur d’un projet selon la juridiction. Le comprendre, c’est arrêter de négocier vos contrats comme si vous étiez en France.

Envie d’un audit du potentiel REC sur votre projet américain ? Je prends 20 minutes en découverte pour poser les bons chiffres sur votre business plan avant votre prochain comité.

Pour aller plus loin sur les fondamentaux, consultez mon guide complet sur l’énergie renouvelable aux États-Unis, ou le dossier dédié à l’Inflation Reduction Act qui impacte directement la valorisation des certificats. Pour la partie négociation contractuelle, voyez aussi l’article sur les Power Purchase Agreements.