L’année 2026 marque un tournant décisif pour les entreprises françaises en matière énergétique et environnementale. Comment les entreprises peuvent-elles faciliter leur transition énergétique et réduire leur empreinte carbone ? L’enjeu est d’autant plus important que les nouvelles réglementations européennes, notamment le système d’ajustement carbone aux frontières (MACF), modifient les conditions de compétitivité. Le groupe opera-energie.com accompagne et guide les entreprises dans leurs achats d’énergie.
L’évolution réglementaire du tarif jaune EDF
L’évolution réglementaire du tarif jaune d’EDF marque un tournant pour les entreprises et ouvre la voie à une nouvelle organisation du marché de l’électricité.
La suppression progressive du tarif jaune depuis la loi NOME de 2010
La loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité), adoptée en 2010, a marqué une étape décisive dans la libéralisation du marché énergétique français. Elle visait à adapter le modèle national sur les exigences européennes en matière de concurrence. La disparition progressive du tarif jaune s’inscrit ainsi dans une dynamique de modernisation et d’ouverture du secteur qui favorise l’émergence d’une concurrence plus équilibrée entre fournisseurs.
Cette loi a profondément changé l’environnement énergétique des entreprises de taille intermédiaire. Celles qui relevaient du tarif jaune ont dû adapter leur méthode d’approvisionnement, passant d’un cadre tarifaire encadré à un marché concurrentiel. Cette transition a exigé le développement de nouvelles compétences internes, notamment en matière d’achat d’énergie. Les organisations les plus réactives ont profité de cette évolution pour repenser leur politique énergétique dans son ensemble.
L’impact de la directive européenne 2019/944 sur les tarifs réglementés professionnels
La directive européenne 2019/944, portant sur les règles communes du marché intérieur de l’électricité, a augmenté la pression exercée sur les États membres pour accélérer la disparition des tarifs réglementés. Ce texte encadre la préservation des tarifs administrés, désormais réservés aux seuls clients résidentiels et aux petites entreprises considérées comme vulnérables. L’ambition européenne est de bâtir un marché unique de l’énergie pleinement concurrentiel, propice à l’innovation, à la transparence et à une meilleure efficacité économique.
Les organisations doivent désormais évoluer dans un cadre réglementaire plus dense, marqué par une diversification des options tarifaires pour les entreprises et une multiplication des systèmes de facturation. Cette complexité ouvre néanmoins de nouvelles perspectives. Les entreprises ajustent leur politique d’achat d’énergie, négocient des contrats en adéquation avec leurs profils de consommation et adoptent plus aisément des données environnementales dans leurs décisions.
Le calendrier de basculement forcé vers les contrats de fourniture concurrentielle
Pour les anciens clients du tarif jaune, le passage aux offres de marché ne s’est pas fait du jour au lendemain. La loi NOME a prévu une disparition progressive des tarifs réglementés pour les professionnels, avec des échéances fixées selon la taille des entreprises et la puissance de leurs sites. Dès 2015, la plupart des sites au‑delà de 36 kVA ont dû choisir une offre de marché, faute de quoi ils étaient placés automatiquement sur une offre de secours, souvent plus chère.
Dans la pratique, la transition s’est étalée sur plusieurs années. Les entreprises multi‑sites ont parfois dû gérer la bascule de nombreux points de livraison en peu de temps. Celles qui n’avaient pas anticipé ces changements ont surtout cherché à éviter toute coupure et à limiter la hausse de leurs coûts, laissant de côté leurs objectifs de décarbonation.
À l’inverse, les organisations qui ont profité de cette période pour renégocier ont pu regrouper leurs sites sous un contrat‑cadre, ajuster leurs puissances souscrites et adopter des clauses comme la tarification horosaisonnière ou les garanties d’origine.
Les dispositifs d’accompagnement ARENH et la transition tarifaire
Pour éviter une hausse trop brutale des prix, le législateur a mis en place plusieurs dispositifs transitoires, dont l’ARENH a été l’élément central. Ce système a permis aux fournisseurs, y compris EDF, de proposer aux entreprises une partie de leur électricité à un prix régulé. Pour de nombreux anciens clients du tarif jaune, l’ARENH a servi d’amortisseur en limitant temporairement l’effet de la volatilité des marchés.
À partir du 1er janvier 2026, la fin de l’ARENH et l’arrivée du Versement Nucléaire Universel (VNU) changent profondément la donne. Les prix de l’électricité refléteront davantage les tensions du système électrique européen telles que la rareté, les variations saisonnières, les fluctuations rapides. Les repères historiques disparaissent, obligeant les entreprises à revoir leur technique d’achat.
Les méthodologies de calcul d’empreinte carbone pour les entreprises multi-sites
Les méthodologies de calcul d’empreinte carbone appliquées aux entreprises multi‑sites exigent une organisation rigoureuse des données, une consolidation homogène et des règles communes pour garantir des résultats fiables.
Le référentiel GHG Protocol
Pour mesurer correctement les émissions relatives à l’électricité après la fin du tarif jaune, les entreprises s’appuient sur le référentiel GHG Protocol. Pour le Scope 2, il distingue deux méthodes : la méthode location‑based, fondée sur l’intensité carbone moyenne du réseau et la méthode market‑based, qui dépend des caractéristiques des contrats d’électricité (renouvelables, garanties d’origine, PPA,…). En France, la première bénéficie du mix électrique très faiblement carboné et la seconde permet de valoriser les choix contractuels plus “verts”.
Avec l’obligation de publier un bilan carbone complet et l’arrivée de la CSRD, combiner ces deux méthodes devient nécessaire. Une entreprise peut ainsi suivre un indicateur “réglementaire” basé sur le location‑based et utiliser un indicateur interne market‑based pour mesurer l’effet réel de son mode d’achat d’électricité.
Les facteurs d’émission ADEME 2024
Les facteurs d’émission publiés par l’ADEME servent de base pour convertir les consommations d’électricité en émissions de CO₂e. En 2024, le facteur d’émission moyen de l’électricité en France reste l’un des plus faibles d’Europe, autour de 50 gCO₂/kWh, alors que certains pays très dépendants du charbon dépassent 400 gCO₂/kWh.
Pour les organisations multi‑sites, il est indispensable d’utiliser les facteurs d’émission ADEME à jour et de les adapter à chaque zone géographique. Une bonne pratique consiste à paramétrer les outils de reporting carbone pour tester différents scénarios, comme l’évolution du mix français, l’électrification des usages ou le développement de l’autoproduction renouvelable.
L’intégration des garanties d’origine renouvelables dans le bilan carbone
Les garanties d’origine (GO) sont parfois perçues comme un simple outil contractuel, mais elles influencent désormais le bilan carbone Scope 2 via la méthode market‑based du GHG Protocol. En achetant des GO d’une production renouvelable (hydraulique, éolienne, solaire ou biomasse), une entreprise peut appliquer un taux d’émission proche de zéro à la part correspondante de sa consommation, à condition de respecter les règles de validité, de cohérence géographique et de traçabilité.
Acheter des GO très bon marché sans une optique de climat solide peut être perçu comme du greenwashing. À l’inverse, une démarche structurée combinant GO, électricité verte et éventuellement des PPA de long terme permet de démontrer un engagement réel dans la transition énergétique.
Pour le bilan carbone, il est indispensable de documenter clairement les choix effectués : les volumes couverts, les technologies, l’origine des GO. La mise à disposition simultanée des résultats location‑based et market‑based renforce la transparence et aide les parties prenantes à distinguer ce qui provient du mix électrique français de ce qui résulte de vos choix contractuels après la fin du tarif jaune.
La certification ISO 14064 et l’audit des données énergétiques tertiaires
La norme ISO 14064 fournit un cadre solide pour mesurer, suivre et vérifier les émissions de gaz à effet de serre. Elle prévoit les règles de collecte, de consolidation et de contrôle des données, y compris celles relatives aux consommations électriques historiques, qu’elles proviennent d’anciens tarifs réglementés comme le tarif jaune ou d’offres de marché.
Pour un parc tertiaire étendu, l’enjeu dépasse la simple conformité. Une certification ou une vérification tierce partie selon ISO 14064 renforce la crédibilité des engagements climatiques et révèle souvent des économies d’énergie sous‑estimées. Des écarts de relevés, des erreurs de ventilation des usages ou des approximations sur les surfaces et taux d’occupation peuvent peser lourd dans le bilan carbone et freiner l’atteinte des objectifs.
Prendre en compte l’audit énergétique et carbone dans un système de management plus large permet de passer d’un diagnostic ponctuel à une dynamique d’amélioration continue. C’est aussi un moyen d’adapter les décisions contractuelles avec les investissements techniques, afin d’améliorer à la fois les coûts et les émissions.
Les outils de mesure
Grâce aux compteurs Linky, les entreprises accèdent désormais à leurs profils de consommation presque en temps réel, avec un pas de 10 ou 30 minutes. Ce niveau de détail, peu utilisé à l’époque du tarif jaune, devient utile pour repérer les dérives, ajuster les puissances souscrites et identifier des marges de flexibilité.
Les GTB et les systèmes BEMS vont plus loin en croisant ces données avec d’autres informations : les températures, l’occupation des locaux, le fonctionnement du CVC, l’éclairage, les process,… En regroupant ces éléments pour l’ensemble des sites, l’entreprise dispose d’un véritable panel énergétique pour piloter à la fois ses coûts et ses émissions.
Les méthodes de maximisation énergétique après le tarif jaune
Sortir du tarif jaune a obligé les entreprises à s’intéresser de plus près à leur profil de consommation. Dans le nouveau contexte 2026, cette expertise doit désormais servir un double objectif : réduire la facture énergétique et réduire l’empreinte carbone.
L’amélioration immédiate de l’efficacité énergétique
Exploiter pleinement les actions “no regret” d’efficacité énergétique est un premier axe prioritaire. Cela inclut l’ajustement des horaires de fonctionnement des équipements CVC, la généralisation des éclairages LED, l’installation de variateurs de vitesse sur les moteurs ou encore la valorisation de la chaleur fatale de certains process. Souvent finançables via les CEE, ces mesures réduisent les kWh consommés, la facture et les émissions de CO₂, indépendamment du contrat d’électricité.
Le développement de la flexibilité énergétique
La fin du tarif jaune a rendu les entreprises plus sensibles aux variations de prix, surtout pour les profils très hivernaux et peu adaptables. En renforçant la flexibilité, il devient possible de réduire l’exposition aux pointes tarifaires et de contribuer à l’équilibre du système électrique. Cette pratique ouvre l’accès à des revenus complémentaires et diminue les consommations lors des périodes les plus carbonées du mix.
Enfin, l’émergence du photovoltaïque sur les toitures industrielles, tertiaires et agricoles donne l’opportunité de coupler la maîtrise des coûts et la baisse du Scope 2. Chaque kWh solaire autoconsommé est un kWh non acheté sur le réseau, moins exposé à la volatilité et généralement valorisé avec un taux d’émission quasi nul dans votre reporting carbone (en méthode market-based).
Les solutions contractuelles vertes disponibles sur le marché libéralisé
En 2026, les entreprises peuvent choisir entre de multiples architectures contractuelles : prix fixes, indexés, offres « pass-through » avec refacturation des composantes réglementées, ou encore produits structurés combinant plusieurs profils de prix.
Les dispositifs contractuels réellement verts
Les options d’électricité verte standard se basent en général sur l’achat de garanties d’origine pour couvrir tout ou partie de votre consommation. Elles permettent d’améliorer votre bilan Scope 2 en méthode market-based, à condition que les GO soient vérifiables et rattachées à des actifs renouvelables identifiés. Certains contrats vont plus loin en proposant un adossement à des parcs éoliens ou solaires particuliers avec une traçabilité renforcée et des rapports annuels d’impact carbone.
Les Power Purchase Agreements et les contrats hybrides
Certaines formules prennent la forme de PPA, avec un engagement de long terme auprès d’un producteur renouvelable pour l’achat d’un volume convenu d’électricité verte. Ces contrats, souvent indexés sur des indices de marché, assurent une meilleure stabilité du prix moyen et soutiennent la mise en service de nouveaux actifs renouvelables. Ils conviennent parfaitement aux grands consommateurs et peuvent aussi être mutualisés entre plusieurs PME‑ETI grâce à des PPA agrégés.
Par ailleurs, des contrats hybrides émergent, ils combinent la fourniture classique, l’autoproduction locale et les services énergétiques.
Les retours d’expérience sectoriels : industrie, tertiaire et PME-ETI
Les retours d’expérience des entreprises ayant modifié la fin du tarif jaune en opportunité de décarbonation montrent des pratiques variées selon les secteurs.
Le secteur de l’industrie
Dans l’industrie, les sites électro-intensifs ont souvent été parmi les premiers à professionnaliser leur méthode d’achat d’énergie. En renégociant leurs contrats après le tarif jaune, certains groupes ont basculé une partie importante de leurs volumes sur des PPA renouvelables et ont déployé des systèmes ISO 50001 et des plans de performance énergétique ambitieux comme la récupération de chaleur, la variation de vitesse ou la reconfiguration de process.
Le secteur tertiaire et les PME
Dans le tertiaire, de grands acteurs de la distribution ou de la logistique ont centralisé leurs achats d’électricité au niveau groupe, installé des GTB/BEMS sur leurs sites les plus énergivores et lancé des programmes massifs de rénovation.
Pour les PME-ETI, souvent moins bien dotées en ressources internes, l’enjeu est de ne pas subir la transition. Celles qui s’en sortent le mieux sont celles qui ont su s’entourer de partenaires spécialisés (conseil énergie, bureaux d’études, ESCO, agrégateurs de flexibilité) pour négocier leurs contrats, identifier des actions à retour rapide et monter des dossiers de financement (CEE, Diag Décarbon’Action, dispositifs régionaux).
Les perspectives 2026-2030 : la décarbonation énergétique et la compétitivité économique
Entre la fin de l’ARENH, l’entrée en vigueur complète du MACF, le renforcement de l’EU ETS et la généralisation des bilans carbone complets, la période 2026-2030 s’annonce comme une phase de recomposition profonde du paysage énergétique.
À l’horizon 2030, le coût du carbone, direct ou indirect, sera un déterminant central des chaînes de valeur industrielles et tertiaires. Les ajustements carbone aux frontières, la fin progressive des quotas gratuits dans l’aérien et le maritime ou encore l’extension possible des méthodes de tarification au secteur agricole et agroalimentaire, renchériront les productions fortement émettrices. À l’inverse, les filières capables de prouver une faible intensité carbone bénéficieront d’un avantage compétitif structurel.
Dans ce nouveau paysage, la transition du tarif jaune vers le marché ne doit pas être perçue comme une contrainte passée, mais comme une étape vers un modèle dans lequel chaque kWh compte. Si l’adéquation entre vos choix d’achat, votre organisation électrique et les exigences d’une économie visant –55 % d’émissions d’ici 2030 reste incertaine, le moment est venu d’examiner en profondeur votre trajectoire énergétique et climatique.