Les États-Unis s’apprêtent à installer 60 gigawatts (GW) de capacités renouvelables et de stockage en 2025, marquant un tournant majeur dans la composition du mix énergétique national. Les données exclusives de la plateforme Cleanview révèlent que les systèmes de batteries représenteront 30% de ces nouvelles installations, une proportion inédite qui redéfinit les dynamiques du marché électrique américain. Cette transformation intervient dans un contexte politique tendu, où les décisions de l’administration Trump ont immédiatement gelé les approbations fédérales pour les projets éoliens dès janvier 2025. Le secteur a néanmoins démontré sa résilience en 2024 avec 48,2 GW de nouvelles capacités installées, établissant un record historique malgré les premiers signaux de ralentissement observés dans certains états traditionnellement leaders.
Le Texas consolidera sa position dominante avec 11,5 GW de projets solaires prévus cette année, représentant près du tiers de la capacité nationale. Cette concentration géographique s’accompagne d’une redistribution surprenante des investissements vers des états jusqu’alors secondaires dans la transition énergétique. L’Indiana devrait bondir de la neuvième à la troisième place nationale avec 2 GW de nouvelles installations solaires, tandis que l’Arkansas, le Missouri et la Louisiane ont respectivement multiplié leurs capacités par deux, sept et trois en 2024. Les développeurs ont déjà sécurisé 23 GW de projets solaires en construction ou en attente de mise en service commerciale, garantissant une base solide pour l’année malgré l’incertitude réglementaire. NextEra Energy Resources maintient sa position de leader avec 32 projets totalisant 2,9 GW construits en 2024, suivie par Ørsted et ses mégaprojets texans et arizoniens.
Les batteries transforment l’équation économique du renouvelable
Le stockage par batteries connaît une accélération spectaculaire avec 18,1 GW attendus en 2025, contre 10,9 GW installés en 2024. Cette croissance de 68% contraste fortement avec la stabilisation du solaire et les difficultés persistantes de l’éolien. Le Texas s’apprête à dépasser la Californie comme premier marché du stockage avec 7 GW de nouvelles capacités, soit 54% de plus qu’en 2024. L’Arizona pourrait voir ses installations bondir de 375% pour atteindre 3,7 GW, illustrant l’attractivité croissante des états du sud-ouest pour ces technologies. Les projets de grande envergure dominent le paysage, avec des installations dépassant régulièrement les 500 mégawatts (MW) et atteignant jusqu’à 4 gigawattheures (GWh) de capacité énergétique. Cette évolution répond directement aux besoins de stabilisation du réseau électrique dans des régions où la pénétration solaire dépasse désormais 20% de la capacité totale de génération.
Les développeurs privilégient désormais les projets hybrides combinant solaire et stockage, maximisant ainsi la valeur économique des sites et contournant les contraintes de transmission. Quinbrook Infrastructure Partners et Primergy Solar ont démontré cette stratégie avec le projet Gemini au Nevada, la plus grande installation solaire-stockage du pays avec 690 MW de panneaux couplés à 380 MW de batteries. Cette approche intégrée permet de capturer les revenus d’arbitrage énergétique tout en fournissant des services de régulation de fréquence et de réserve tournante aux opérateurs de réseau. Les coûts d’installation ont chuté de 40% depuis 2022, rendant ces configurations compétitives avec les centrales à gaz naturel pour la fourniture d’électricité de pointe.
L’éolien face à une tempête politique et réglementaire
Le secteur éolien américain traverse sa période la plus difficile depuis une décennie, avec seulement 5,1 GW installés en 2024, soit 66% de moins qu’au pic de 2020. Les projections pour 2025 suggèrent un rebond potentiel à 9,2 GW, mais cette reprise reste conditionnée à la finalisation de projets déjà en construction avant le gel des approbations fédérales. Les développeurs font face à une conjonction de défis incluant 400 ordonnances locales restrictives, des investissements en transmission haute tension en baisse de 30% depuis 2020, et maintenant l’hostilité explicite de l’administration fédérale. Les projets offshore Vineyard Wind 1 et Revolution Wind, totalisant 1,5 GW et déjà en construction, échappent aux nouvelles restrictions mais représentent les dernières installations maritimes autorisées pour une durée indéterminée.
Les états historiquement leaders comme l’Iowa, le Kansas et l’Illinois n’ont construit aucune nouvelle capacité significative en 2024, un signal alarmant pour l’industrie. Seuls quatre développeurs ont réussi à mettre en service plus d’un projet éolien l’année dernière, illustrant la concentration extrême du marché. Le Wyoming émerge comme exception notable avec 1 GW prévu en 2025, profitant de conditions de vent exceptionnelles et d’une opposition locale moins organisée. Les coûts de construction ont augmenté de 38% depuis 2021, érodant la compétitivité économique de l’éolien terrestre face au solaire couplé au stockage.
Une transition énergétique à deux vitesses
Les données révèlent une bifurcation croissante du marché énergétique américain entre états progressistes et conservateurs, avec des implications profondes pour l’infrastructure électrique nationale. La Californie et les états du nord-est maintiennent leurs objectifs de décarbonation malgré le retrait du soutien fédéral, tandis que le Texas paradoxalement accélère ses installations renouvelables pour des raisons purement économiques. Les capacités sans carbone ont représenté 95% de toutes les nouvelles installations électriques en 2024, reléguant le gaz naturel à seulement 5% des ajouts. Cette tendance persiste malgré les discours politiques favorables aux énergies fossiles, suggérant que les fondamentaux économiques l’emportent sur les considérations idéologiques.
Les opérateurs de réseau dans l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) et le Midcontinent Independent System Operator (MISO) ont doublé leurs installations solaires en 2024, motivés par les économies substantielles sur les coûts de combustible et la flexibilité opérationnelle. Les interconnexions entre marchés régionaux deviennent critiques pour gérer la variabilité accrue de la production, avec des investissements de 12 milliards de dollars prévus dans les lignes de transmission interétatiques. Les mégaprojets de 100 MW ou plus se sont multipliés dans 24 états différents, de l’Alabama au Montana, démontrant que la transition énergétique transcende les clivages politiques traditionnels quand les conditions économiques sont favorables. La question centrale pour les investisseurs reste la durabilité de cette dynamique face à un environnement réglementaire fédéral hostile et des subventions en déclin constant depuis janvier 2025.
