Le solaire américain a produit 39 TWh de plus sur les sept premiers mois de 2026 qu’un an plus tôt. Sur la même période de 2025, l’écart était de 48 TWh. La croissance reste de 22 %, mais le gain absolu se réduit au moment précis où la demande monte et où le solaire est le moyen le moins cher d’y répondre.
39 TWh de mieux au lieu de 48 : le gain absolu se rétracte
Selon l’analyse des données de l’Energy Information Administration (EIA) publiée par Ars Technica le 25 septembre 2026 et signée John Timmer, le solaire conserve un taux de croissance de 22 % sur les sept premiers mois de 2026, mais son apport supplémentaire recule de 48 à 39 TWh d’une année sur l’autre. Le solaire de petite taille, les toitures, progresse de plus de 12 %. Toutes installations confondues, le solaire a produit 72 % de ce qu’a produit le charbon sur la période, ce dernier reculant d’un peu plus de 10 %. Ars relève que le gouvernement fédéral est hostile aux renouvelables et a supprimé des incitations à leur usage, ce qui peut expliquer le freinage.
| Source | Variation sur les sept premiers mois de 2026 |
|---|---|
| Solaire de réseau | plus 22 %, soit 39 TWh de plus, contre 48 TWh un an plus tôt |
| Solaire de petite taille | plus de 12 % |
| Hydraulique | plus 9 % |
| Éolien | plus 6 % |
| Nucléaire et gaz naturel | moins de 2 % chacun |
| Charbon | un peu plus de 10 % de baisse |
| Demande sur le réseau | plus 2 %, contre plus 3 % un an plus tôt |
55 TWh de renouvelables pour 51 TWh de demande supplémentaire
Le chiffre le plus frappant du bilan est celui de la couverture. L’éolien et le solaire assurent désormais 21 % de la demande américaine d’électricité, et leur croissance sur sept mois, 55 TWh, dépasse la hausse de la demande sur le réseau, 51 TWh. Autrement dit, l’augmentation de la consommation a pu être absorbée entièrement par ces deux sources. Avec l’hydraulique, les renouvelables couvrent 27 % de la demande ; avec le nucléaire, 45 % de l’électricité américaine vient de sources sans émissions de carbone. Ars donne un point de comparaison : l’Union européenne tire environ 30 % de son électricité de l’éolien et du solaire, et 65 % de sources sans émissions, 71 % en comptant la bioénergie.
Deux réserves qui affaiblissent le calcul
Ce calcul de couverture comporte deux angles morts, signalés par Ars : il exclut la production sur site des data centers et la croissance du solaire de petite taille, qui n’apparaissent ni l’une ni l’autre sur le réseau. La demande n’a d’ailleurs progressé que de 2 % sur la période, contre 3 % un an plus tôt. Ars avance deux explications possibles : les gains d’efficacité, et le fait qu’un nombre croissant de data centers produisent leur propre courant. Les perspectives de l’EIA du 9 septembre 2026, reprises par Utility Dive, situent le secteur commercial, qui inclut les data centers, à 63 % de la croissance des ventes d’électricité en 2026.
4 milliards de dollars versés pour faire annuler des parcs en mer
La contrainte politique est chiffrée. Selon Bloomberg le 6 août 2026, l’administration Trump a accepté environ 4 milliards de dollars (3,68 milliards d’euros) d’accords en 2026 pour faire annuler des projets éoliens en mer, dont 1,22 milliard de dollars (1,12 milliard d’euros) avec l’allemand RWE et 1 milliard de dollars (920 millions d’euros) avec le français TotalEnergies en mars 2026, d’autres accords visant Invenergy, Ocean Winds, Reventus Power et Global Infrastructure Partners. Selon Stateline le 22 septembre 2026, huit États de la côte Est poursuivent l’État fédéral au sujet de 1,4 milliard de dollars (1,29 milliard d’euros) promis à Bluepoint Wind et Invenergy, et plus de 20 concessions valant près de 2 milliards de dollars (1,84 milliard d’euros) restent en jeu.
Ce qui se branche encore, et ce qui ne se branche plus
Sur les raccordements attendus, l’EIA reprise par Ars signale deux grands parcs éoliens en mer sur la côte Est, dont un de 2,6 GW au large de la Virginie, et ce seront probablement les derniers du genre avant les années 2030. Il s’agit du Coastal Virginia Offshore Wind de Dominion Energy, qui a livré son premier courant le 23 mars 2026 selon Dominion, mais dont la dernière des 176 turbines a été repoussée fin août 2026 à la fin de 2027, contre un achèvement visé début 2027 ; les droits de douane de 2025 ont alourdi son coût estimé de 690 millions de dollars (635 millions d’euros), à 11,2 milliards de dollars (10,3 milliards d’euros). Le solaire gagne le Michigan et le Wisconsin, et les batteries de réseau sortent de leurs bastions californien et texan vers l’Arizona, le Colorado et la Géorgie. Aucune centrale nucléaire ni à charbon ne doit être mise en service : treize ans se sont écoulés depuis la dernière centrale à charbon raccordée aux États-Unis, la Sandy Creek Energy Station de 932 MW au Texas, en 2013.
