“Christina, il faut absolument qu’on parle des marchés carbone américains. Mon directeur ESG dit qu’on devrait y vendre nos crédits, mon directeur financier dit que c’est de la spéculation, et mon conseil d’administration n’a aucune idée de qui croire.” Voilà ce que m’a balancé en juin 2025 le DG d’une ETI normande spécialisée dans la valorisation de biogaz. Une heure de visio plus tard, on avait commencé à démêler le vrai du marketing.
Je vais essayer de faire ce même tri ici. Parce que les carbon markets États-Unis, contrairement aux marchés européens (EU ETS), ne forment pas un système unique. Ils sont fragmentés, pluriels, parfois contradictoires, et offrent des opportunités très différentes selon ce que vous fabriquez ou ce que vous capturez.
Pourquoi les marchés carbone américains sont si déroutants pour un Français
Quand on est Européen, on a tendance à penser “marché carbone” = EU ETS. Un système, un prix, une règle. Aux États-Unis, c’est l’inverse. Il n’y a pas de marché carbone fédéral obligatoire (et il y a peu de chances qu’il en émerge à court terme). À la place, on a une mosaïque de mécanismes régionaux, sectoriels et volontaires.
Les principaux blocs en 2026 : le Western Climate Initiative (WCI), qui regroupe la Californie et le Québec dans un cap-and-trade obligatoire pour leurs grands émetteurs ; le Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI), qui couvre 12 États du Nord-Est et du Mid-Atlantic et limite les émissions du secteur électrique ; le marché californien LCFS (Low Carbon Fuel Standard), qui rémunère les carburants à faible intensité carbone ; et l’immense univers des marchés volontaires (VCM), où les corporates achètent des crédits pour compenser leurs émissions Scope 1, 2 ou 3.
Pour un industriel français qui réfléchit à valoriser des actifs cleantech aux US, ces mécanismes ne sont pas équivalents. Pas du tout. Un crédit LCFS californien sur du biogaz peut se vendre 200 dollars la tonne. Un crédit volontaire Verra équivalent, 8 dollars. Le gouffre est vertigineux, et il y a des raisons pour lesquelles certains marchés payent 25 fois plus que d’autres.
Le LCFS californien : le marché que les Français devraient regarder
Je le dis franchement : pour beaucoup de cleantechs françaises sur le biogaz, l’hydrogène, les carburants renouvelables ou la mobilité décarbonée, le LCFS californien est aujourd’hui le mécanisme carbone le plus rémunérateur au monde, à technologie équivalente.
Le LCFS impose une réduction progressive de l’intensité carbone moyenne des carburants vendus en Californie. Les producteurs de carburants conventionnels achètent des crédits à ceux qui livrent des carburants moins carbonés. Le prix du crédit a oscillé entre 60 et 200 dollars la tonne ces dernières années, selon les rapports trimestriels du California Air Resources Board (CARB).
L’ETI normande dont je parlais en intro produit du biométhane à partir de déchets agricoles. Sur le marché européen, la prime carbone est intéressante mais limitée. En revanche, en injectant du biométhane sur le réseau gazier californien (via un mécanisme de book-and-claim), elle pourrait toucher un crédit LCFS qui équivaut à 80-150 dollars la tonne CO2 évitée. Sur 50 000 tonnes par an, ça fait 4-7,5 millions de dollars de revenus additionnels purs. C’est rare qu’un mécanisme de marché change autant l’économie d’un projet.
L’État de l’Oregon a copié le modèle (ORES), Washington aussi (CFP), et le Nouveau-Mexique réfléchit. Pour un industriel français des bioénergies, des carburants synthétiques, ou de l’hydrogène vert, ces marchés méritent un vrai dossier de positionnement.
Le cap-and-trade californien (WCI) : moins glamour, plus structurel
Le programme cap-and-trade californien fonctionne depuis 2013. Il couvre les grands émetteurs (raffineries, cimenteries, électriques, manufacturing lourd) qui doivent acheter des allowances correspondant à leurs émissions. Le prix de l’allowance tourne autour de 30-40 dollars la tonne en 2026, fixé par enchères régulières.
Pour une cleantech française, ce marché compte indirectement : les industriels californiens cherchent des solutions pour réduire leurs émissions et leur facture d’allowances. Si votre techno réduit les émissions d’une cimenterie californienne de 30 %, vous avez un argument économique direct, monétisable. Pas par la vente de crédits, mais par la vente de votre solution.
J’ai accompagné un fournisseur français de catalyseurs de réduction d’émissions industrielles qui a chiffré son ROI client précisément sur cette base. Il vendait sa solution avec un argumentaire qui transformait le coût en investissement à payback de 18 mois grâce aux économies d’allowances. Conversion radicalement améliorée par rapport à leur pitch européen générique. C’est un exercice que je conseille systématiquement aux industriels français qui ciblent la Californie.
RGGI et les marchés du Nord-Est : moins juteux, mais réels
Le Regional Greenhouse Gas Initiative est plus modeste. Il couvre uniquement le secteur électrique des 12 États membres (Connecticut, Delaware, Maine, Maryland, Massachusetts, New Hampshire, New Jersey, New York, Pennsylvanie, Rhode Island, Vermont, Virginie). Le prix de l’allowance tourne autour de 15-25 dollars la tonne, beaucoup plus bas que la Californie.
Pour les fournisseurs de solutions de décarbonation des centrales électriques (efficacité, stockage, modernisation grid), RGGI est un signal mais pas un moteur économique fort. C’est davantage la combinaison RGGI + objectifs renouvelables d’État + IRA fédéral qui crée la dynamique d’achat.
Les marchés volontaires : le Far West du carbone
Le marché volontaire américain (VCM), qui voit les corporates acheter des crédits pour compenser leurs émissions Scope 1, 2 ou 3, est en pleine restructuration. Après plusieurs scandales sur la qualité des crédits forestiers et certains projets de “carbon avoidance” douteux, les acheteurs corporates américains exigent désormais des standards beaucoup plus stricts.
En 2026, les segments qui montent : la capture-séquestration géologique (CCS) avec des crédits à 200-600 dollars la tonne ; le biochar avec des crédits autour de 100-300 dollars ; la minéralisation et l’altération de roche basaltique. Les acheteurs majeurs (Microsoft, Stripe, Frontier) publient leurs portefeuilles d’achat, et c’est devenu une vraie bibliothèque pour comprendre où va le marché.
Pour une cleantech française positionnée sur ces verticales, le VCM américain peut représenter un débouché réel. Mais attention : les exigences de mesurage, vérification, additionnalité, permanence sont devenues très exigeantes. Faire certifier un projet par Verra, Gold Standard, Puro.earth ou Isometric prend 12 à 24 mois et coûte entre 50 et 250 K$ selon le scope.
Le piège du “j’ai des crédits, qui les achète”
Erreur que je vois revenir : un dirigeant français pense d’abord à la techno, ensuite à la certification, puis seulement à la commercialisation des crédits. C’est l’inverse qu’il faut faire.
Avant de lancer un projet de génération de crédits américains, il faut sécuriser un offtake. C’est-à-dire un acheteur qui s’engage à acheter à l’avance vos crédits, à un prix défini, sur plusieurs années. Pour le LCFS, ce sont des compagnies pétrolières ou des distributeurs de carburants. Pour le VCM, ce sont des corporates ou des intermédiaires comme South Pole, ClimeCo, ou des marketplaces type Patch ou Pachama.
Sans offtake en amont, vous prenez un risque de marché monumental sur des cycles de génération de crédits qui se comptent en années. Trop de projets ont brûlé du cash en certification pour finalement ne pas trouver d’acheteur au bon prix.
Comment je conseille de procéder concrètement
Pour un industriel français qui pense pouvoir générer des crédits américains, voici la séquence que je recommande.
D’abord, identifier précisément quel mécanisme vous cible : LCFS californien si bioénergie/carburants, cap-and-trade WCI si grand émetteur Californie, marché volontaire si capture/séquestration ou réduction Scope 3 corporate. C’est une question de scope, pas de préférence personnelle.
Ensuite, simuler le revenu carbone potentiel sur une plage de prix réaliste (par exemple LCFS entre 60 et 150 $/t pour les 5 prochaines années, en restant prudent sur la baisse possible). Si ce revenu carbone change matériellement votre P&L américain, le sujet mérite un vrai investissement.
Puis, parler à 3-4 acheteurs potentiels avant d’investir dans la certification. Comprendre leurs critères, leur appétit, leur volonté de signer un offtake. Sans cette validation préalable, c’est de la spéculation industrielle.
Enfin, choisir un partenaire local qui connaît le mécanisme. Pour le LCFS, des cabinets comme EcoEngineers, Stillwater, ou ICF sont les références. Pour le VCM, c’est un autre écosystème. La France a peu de spécialistes des marchés carbone américains. Ne pas s’aventurer seul.
Le mot de la fin : c’est un levier, pas une stratégie
Les carbon markets États-Unis peuvent transformer l’économie d’un projet cleantech. Ils ne remplacent pas une stratégie commerciale solide, et ils ne peuvent pas être l’unique pilier de votre thèse d’investissement américaine.
Le DG normand dont je parlais au début ? Il a fini par soumettre un dossier d’enregistrement LCFS via un partenaire californien spécialisé. C’est en cours d’instruction. S’il est qualifié, ses revenus américains seront environ 4 fois ses revenus européens sur le même volume de biométhane. Dans son cas, le marché carbone change tout. Dans d’autres, il ajoute 5 % de marge. Il faut faire le calcul, pas le marketing.
Pour mettre les marchés carbone dans le contexte plus large d’une implantation cleantech américaine, le guide complet sur l’implantation cleantech aux États-Unis couvre les autres dimensions (fiscale, juridique, commerciale). Si vous voulez qu’on regarde ensemble si votre techno est éligible à un marché carbone US rémunérateur, prenez 30 minutes ici.