Les énergies renouvelables s’installent au cur du courant américain: l’EIA situe leur part autour de 25,6% de l’électricité en 2025, avec une trajectoire qui les porte vers le seuil symbolique des 30%. Derrière ce basculement, le solaire accélère, les batteries suivent, et 2026 s’annonce comme une année de chantiers avec 86 GW de nouvelles capacités attendues.
Dans les chiffres de l’EIA, le cap des 30% se rapproche
Les données de l’EIA dessinent une progression rapide des renouvelables dans le mix électrique américain. En 2025, l’agence estime leur part à 25,6% de la production d’électricité, alors qu’elles ne représentent qu’environ 9,1% de la consommation totale d’énergie primaire, signe que l’électricité se décarbonise plus vite que l’ensemble de l’économie.
Dans le détail, l’éolien pèse 10,3% de l’électricité, le solaire 8,6%, l’hydroélectricité 5,4%. La biomasse (0,7%), les déchets (0,3%) et la géothermie (0,3%) complètent un ensemble encore dominé par deux piliers variables, le vent et le soleil.
Le seuil des 30% est un marqueur politique autant que technique. Il signifie que, sur une année, près d’un kilowattheure sur trois provient de sources non fossiles, avec des conséquences directes sur la planification réseau, la gestion des pointes et la valeur de l’électricité selon l’heure.
Pour les opérateurs, l’enjeu n’est plus seulement d’ajouter des mégawatts, mais d’éviter les congestions, de limiter les pertes, et de sécuriser l’alimentation lors des épisodes météo extrêmes. La montée en puissance des interconnexions, des marchés de capacité et du stockage devient le complément logique de cette trajectoire.
Le solaire devient la locomotive, 388,9 TWh produits en 2024
Le solaire est désormais la source renouvelable la plus dynamique. En 2024, il a produit 388,9 TWh aux États-Unis, dont 386 TWh en photovoltaïque et 2,9 TWh en solaire thermodynamique. Cela représente 8,6% de toute l’électricité du pays sur l’année, un niveau qui change la physionomie des journées de forte production.
Autre chiffre marquant, le solaire fournit 33,6% de l’électricité renouvelable totale. Cette part traduit une réalité industrielle, les coûts et les délais de construction du photovoltaïque restent compétitifs, et une réalité géographique, le déploiement s’étend bien au-delà du Sud-Ouest, avec des projets dans le Midwest, le Texas ou le Sud-Est.
Dans les marchés où le solaire est massif, la courbe de charge se déforme, avec des prix plus bas en milieu de journée et une tension plus forte en fin d’après-midi. Ce phénomène pousse à investir dans des batteries, à adapter la flexibilité des centrales existantes et à développer des contrats d’achat mieux calibrés sur les besoins horaires.
Le solaire progresse aussi via les toitures résidentielles et commerciales, même si le rythme varie selon les États, les règles de net metering et le coût du financement. La dynamique globale reste portée par les grandes centrales, plus rapides à déployer et plus simples à raccorder à grande échelle.
86 GW attendus en 2026: panneaux, batteries et éoliennes au premier plan
L’EIA anticipe un record de 86 GW de nouvelles capacités ajoutées au réseau en 2026, au-dessus des 53 GW de 2025. Ce serait la plus forte hausse annuelle depuis 2002, un signal clair sur l’intensité des investissements en cours, de la file d’attente des raccordements aux achats d’équipements.
La répartition annoncée montre une hiérarchie nette. Le solaire représenterait 51% des ajouts, soit 43,4 GW. Le stockage par batteries suivrait avec 28%, soit 24,3 GW, puis l’éolien avec 14%, soit 11,8 GW. Cette combinaison vise à produire beaucoup et à lisser une partie de l’intermittence.
Ce trio ne dit pas tout. Chaque gigawatt installé suppose des postes électriques, des transformateurs, des lignes, et des délais de permis qui varient fortement selon les territoires. Le goulot d’étranglement se déplace souvent vers les raccordements et les équipements réseau, plus que vers les panneaux ou les turbines.
La montée du stockage est un marqueur de maturité. Les batteries ne remplacent pas toutes les fonctions d’un parc pilotable, mais elles apportent une réponse rapide à la pointe du soir, aux variations de fréquence et aux contraintes locales, ce qui rend le solaire plus “utile” aux heures où le système en a besoin.
| Indicateur (EIA) | Valeur | Ce que cela implique |
|---|---|---|
| Part des renouvelables dans l’électricité (2025) | 25,6% | Trajectoire vers 30% et besoins réseau accrus |
| Production solaire (2024) | 388,9 TWh | Poids croissant en journée, pression sur la flexibilité |
| Ajouts de capacité prévus (2026) | 86 GW | Raccordements, matériels et délais au centre du jeu |
Éolien, hydro, biomasse: des appuis solides, mais des profils différents
Si le solaire attire l’attention, l’éolien reste la première source renouvelable en part de production, avec 10,3% de l’électricité. Son profil, souvent plus productif la nuit et en hiver selon les régions, complète le solaire et réduit la dépendance aux centrales fossiles lors de certaines pointes.
L’hydroélectricité, à 5,4%, apporte une stabilité précieuse, mais son potentiel d’expansion est limité et dépend des conditions hydrologiques. Les années de sécheresse peuvent réduire la production, ce qui rappelle que toutes les sources renouvelables ne réagissent pas aux mêmes aléas.
La biomasse reste marginale dans le mix électrique américain, mais elle compte dans certains États grâce à sa production pilotable. Les États-Unis ont produit 45,8 TWh d’électricité à partir de biomasse en 2023, un volume qui les place au troisième rang mondial selon les données citées, derrière la Chine et le Brésil.
La géothermie et l’électricité issue des déchets restent faibles en part, mais elles offrent une production plus régulière. Leur développement dépend surtout des ressources locales et de l’acceptabilité, plus que d’une baisse spectaculaire des coûts, ce qui explique leur progression lente face au duo solaire-batteries.
Réseau américain: la question n’est plus “combien”, mais “où et quand”
À mesure que les renouvelables approchent 30% de la production, la difficulté se déplace vers l’intégration. Une centrale solaire peut être prête en quelques mois, mais une ligne à haute tension ou un poste peut demander des années, entre études, permis et opposition locale. Le résultat se voit dans les files d’attente de raccordement et les projets retardés.
Le second défi tient au “quand”. Avec plus de solaire, le système produit davantage à midi, puis doit remonter rapidement en fin de journée. Les batteries aident, mais leur durée typique ne couvre pas tous les épisodes prolongés, ce qui maintient un rôle pour des moyens pilotables et pour la gestion de la demande.
Le troisième sujet est économique. Les prix de gros plus volatils, parfois très bas en journée, modifient la rentabilité des actifs et la structure des contrats. Les développeurs cherchent des PPA mieux indexés, les opérateurs valorisent les services système, et les États arbitrent entre rapidité de déploiement et robustesse du réseau.
Dans ce contexte, la trajectoire vers 30% n’est pas qu’un jalon statistique. Elle s’accompagne d’un chantier industriel, celui des infrastructures et de la flexibilité, qui déterminera si la hausse du solaire et de l’éolien se traduit par une électricité disponible aux heures critiques.
