Électricité aux États-Unis

Le secteur de l'électricité aux États-Unis se caractérise par la prédominance des combustibles fossiles : leur part dans la production d'électricité atteint 56,9 % en 2025, dont 16,3 % pour le charbon et 40,2 % pour le gaz ; la part du nucléaire est de 17,4 % et celle des énergies renouvelables de 25,6 % (hydroélectricité : 5,4 %, éolien : 10,3 %, solaire : 8,6 %, etc.), contre 10,2 % en 2010. Le taux de décarbonation de la production d'électricité atteint ainsi 42,9 % ; 21 États dépassent le seuil de 50 % d'électricité décarbonée.

Les États-Unis se placent aux tout premiers rangs dans la plupart des domaines : au 1^er rang mondial pour la production d'électricité nucléaire (29,2 % du total mondial en 2024) et pour celles à partir du gaz naturel (28,6 %) et de la géothermie (19,9 %), au 2^e rang mondial derrière la Chine pour la production totale d'électricité (14,8 %), pour la production à partir de l'éolien (18,2 %), du solaire photovoltaïque (14,5 %) et du solaire thermodynamique (21,5 % derrière l'Espagne), au 3^e rang pour celle à base de charbon (6,7 %) et de la biomasse (7,0 %), et au 4^e rang pour la production hydroélectrique (5,6 %).

La part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie était de 21,4 % en 2023.

La consommation d'électricité se répartit en 2025 en 37,3 % pour le secteur résidentiel, 36,8 % pour le secteur tertiaire et 25,7 % pour le secteur industriel.

La consommation d'électricité par habitant en 2024 représentait 3,67 fois la moyenne mondiale et était supérieure de 96 % à celle de la Chine et de 98 % à celle de la France.

Les statistiques de l'Agence internationale de l’énergie et celles de l'Energy Institute classent les États-Unis aux tout premiers rangs pour la plupart des indicateurs du domaine de l'électricité :

La première centrale électrique de New York, la Pearl Street Station, a été mise en service le 4 septembre 1882 par Thomas Edison dans le bas-Manhattan, ce qui a permis de faire fonctionner l'éclairage électrique des bureaux du quotidien The New York Times et d'autres bâtiments aux alentours de Wall Street. La centrale ne délivrant que du courant continu ne pouvait fournir efficacement qu'un petit secteur géographique. Elle a fonctionné jusqu'en 1895 après avoir subi un incendie en janvier 1890^[4].

Le président Eisenhower lance le programme Atoms for Peace à l'Assemblée générale des Nations unies, le 8 décembre 1953. L'année suivante, l'Atomic Energy Act Amendments permet l'application commerciale de l'énergie nucléaire.

Le réacteur nucléaire de Shippingport est construit dans le cadre de ce programme. Ce réacteur est situé à la centrale nucléaire de Beaver Valley sur l'Ohio en Pennsylvanie près de Pittsburgh. C'est le premier réacteur à eau pressurisée à avoir produit de l'électricité, il a été mis en service le 2 décembre 1957, et maintenu en exploitation jusqu'en 1982.

Le réacteur était à l'origine un réacteur à eau pressurisée d'une puissance de 60 MWe dont la conception dérive directement des réacteurs de la propulsion nucléaire navale américains. L'amiral Hyman Rickover, père de la propulsion nucléaire navale américaine, en est le promoteur.

Deux objectifs étaient poursuivis à l'origine : préfigurer les réacteurs destinés à équiper les porte-avions de l'US Nav, et prototyper la production d'électricité à partir de la fission nucléaire.

La construction de réacteurs nucléaires électrogènes se développa rapidement au cours des années 1960 et 1970 ; à la différence de la France, il n'y a pas eu de programme nucléaire centralisé confié par l'État à une entreprise publique, mais de multiples initiatives au niveau local, la production d'électricité étant dispersée entre un grand nombre d'entreprises opérant chacune au niveau d'un État ; les centrales nucléaires ont donc chacune un petit nombre de réacteurs (rarement plus de 2).

En 1979, un accident de niveau 5 sur l'échelle INES (qui va de 0 à 7) a lieu à la centrale nucléaire de Three Mile Island, quinze jours après la sortie du film Le Syndrome chinois (The China Syndrome), avec Jane Fonda, jouant sur le thème de l'accident nucléaire. Selon l'AIEA, l'accident de Three Mile Island marqua un tournant dans l'utilisation mondiale de l'énergie nucléaire. En effet, alors que la construction mondiale de réacteurs augmenta de manière continuelle de 1963 à 1979 (mis à part 1971 et 1978), celle-ci déclina de 1980 à 1998^[5]. Le président Jimmy Carter ordonna une enquête sur l'accident. Les opérations de nettoyage commencèrent en août 1979 et se sont poursuivies jusqu'à décembre 1993, coûtant 975 millions de dollars. De 1981 à 1984, 51 projets de construction de réacteurs nucléaires furent annulés aux États-Unis, dont une bonne partie provenant de Babcock & Wilcox, l'entreprise qui avait fabriqué celui de Three Mile Island.

Après Three Mile Island, le développement du nucléaire s'arrête ; la firme Westinghouse, un des grands constructeurs américains, est rachetée en 2006 par la firme japonaise Toshiba. Tous les réacteurs actuels ont été mis en construction avant 1974. Il a fallu attendre 2011 pour que des travaux soient entrepris sur de nouveaux réacteurs dans des centrales existantes.

Le problème du stockage des déchets nucléaires a connu de longues et laborieuses tractations ; le 7 janvier 1983, le président Reagan signe le Nuclear Waste Policy Act, la première loi complète du pays sur les déchets nucléaires. Le 22 décembre 1987, le Congrès approuve un amendement désignant Yucca Mountain, dans le Nevada, comme le seul site à considérer pour le stockage des déchets nucléaires de haute activité^[6]. Lorsque le président George W. Bush notifie au Congrès le 15 février 2002 qu'il considère Yucca Mountain qualifié pour son permis de construction, le gouverneur du Nevada Kenny Guinn oppose le 8 avril 2002 son veto à la décision présidentielle, et il faut un vote de chacune des deux chambres pour annuler le veto du gouverneur en juillet^[7].

Entre 2007 et 2009, 13 compagnies ont déposé auprès de l'Autorité de sûreté nucléaire américaine des demandes de permis de construction et d'exploitation pour 25 nouveaux réacteurs aux États-Unis. Mais les perspectives de relance des constructions de centrales ont été érodées par l'abondante disponibilité de gaz naturel (boom du gaz de schiste), la baisse de la demande d'électricité liée à la crise de 2008, le manque de financements et les incertitudes créées par l'accident nucléaire de Fukushima^[8]. De nombreuses demandes de permis pour de nouveaux réacteurs furent suspendues ou annulées^[9],[10].

En novembre 2018, l'Union of Concerned Scientists (UCS) publie un rapport sur l'état du parc nucléaire américain (99 réacteurs répartis dans 60 centrales, produisant 20 % de l'électricité du pays) ; il évalue à 35 % la part des réacteurs (22 % de la puissance du parc) qui sont menacés de fermeture anticipée ou déjà en instance de fermeture, et montre qu'en l'absence de nouvelle politique, la production de ces réacteurs serait remplacée par celle de centrales à gaz, ce qui pourrait entrainer une augmentation de 4 à 6 % des émissions de gaz à effet de serre du secteur électrique américain. L'UCS appelle donc les autorités à adopter des politiques de réduction du carbone, avec la fixation d'un prix du carbone, des normes d'électricité bas-carbone et un soutien financier aux centrales nucléaires^[11].

Selon les prévisions 2023 de l'Energy Information Administration, selon les scénarios envisagés, les émissions de CO₂ liées à l'énergie baissent de 25 % à 38 % en 2030 par rapport au niveau de 2005, alors que les engagements pris par les États-Unis lors de l'accord de Paris sur le climat affichaient une baisse de 50 à 50 %. La consommation d'électricité progresse dans tous les scénarios. Les puissances installées solaires progressent de 325 % à 1019 % en 2050 par rapport à 2022 et celles de l'éolien de 138 % à 235 %. La production des centrales au gaz naturel baisse dans la plupart des scénarios, celle des centrales à charbon recule de 59 % à 71 %^[15].

Avec 17,35 % de nucléaire et 25,58 % d'énergies renouvelables, la production d'électricité est décarbonée à 42,9 % en 2025^{[e 1]} ; 21 États dépassent le seuil de 50 % d'électricité décarbonée :

États des États-Unis dont la production d'électricité est majoritairement décarbonée en 2025

GWh	Prod.élec.* [e 2],[e 3]	Nucléaire [e 4]	Renouv. [e 5],[e 3]	dont hydr.* [e 6],[e 7]	dont éolien [e 8]	dont solaire* [e 3],[e 9]	% renouv.	% décarboné
Vermont	2 503		2 497	1 206	384	481	99,8 %	99,8 %
Washington D.C.	522		433			383	83,0 %	83,0 %
Dakota du Sud	22 195		18 015	4 868	12 681	447	81,2 %	81,2 %
Washington	103 789	7 748	76 219	65 166	8 570	1 350	73,4 %	80,9 %
Idaho	21 072		15 339	9 718	3 100	1 931	72,8 %	72,8 %
New Hampshire	19 743	10 910	3 041	1 353	476	412	15,4 %	70,7 %
Californie	240 413	17 558	149 660	28 116	16 257	88 242	62,3 %	69,6 %
Illinois	195 665	97 670	34 102	89	25 011	8 750	17,4 %	67,3 %
Oregon	65 370		43 241	29 152	9 466	3 417	66,1 %	66,1 %
Kansas	63 211	9 269	30 393	23	29 634	682	48,1 %	62,7 %
Iowa	74 784		46 920	1 135	43 738	1 851	62,7 %	62,7 %
Maine	16 177		10 145	2 639	2 874	2 892	62,7 %	62,7 %
Caroline du Sud	105 210	56 671	7 763	2 214	0	3 974	7,4 %	61,2 %
Montana	28 651		16 577	9 791	6 252	496	57,9 %	57,9 %
Minnesota	61 491	13 213	21 141	921	15 399	3 649	34,4 %	55,9 %
Nouveau-Mexique	40 008		21 419	185	14 215	6 944	53,5 %	53,5 %
New York	136 939	28 408	44 096	25 348	6 902	10 359	32,2 %	52,9 %
New Jersey	64 706	27 918	6 216	-229	20	5 813	9,6 %	52,8 %
Tennessee	74 756	29 333	9 702	7 829	0	1 395	13,0 %	52,2 %
Maryland	39 352	14 795	5 567	1 575	685	3 010	14,1 %	51,7 %
Nebraska	40 270	6 922	13 361	1 265	11 706	318	33,2 %	50,4 %
* Prod.élec. = production des centrales + production solaire répartie ; Renouv. = Renouvelables ; hydr. = hydroélectricité (net du pompage). Source : EIA.

Huit autres États (Arizona, Géorgie, Caroline du Nord, Nevada, Colorado, Oklahoma, Connecticut, Dakota du Nord) ont un taux de décarbonation situé entre 40 et 50 % ; le Texas est à 39,8 %.

À la fin de 2018, 29 États ainsi que le district fédéral de Columbia ont adopté des « normes de portefeuille renouvelable » (renewable portfolio standards) qui imposent aux fournisseurs d'électricité des quotas d'électricité renouvelable ou de technologies éligibles. En septembre 2019, sept d'entre eux se sont fixé des objectifs de 100 % d'« électricité propre » (ou « décarbonée » ou « neutre en carbone ») d'ici 2050 : Maine, New York, Californie, Hawaï, Nevada, Nouveau Mexique, Washington et le District fédéral de Columbia^[16].

Le secteur électrique est encore aujourd'hui en grande partie aux mains des utilities, entreprises publiques ou privées historiquement responsables de l'approvisionnement en électricité sur le territoire d'un État. Le terme anglais « utility » pourrait être traduit par « entreprise de service public », bien que son sens soit légèrement différent : elle peut être publique ou privée, mais est toujours soumise à un arsenal réglementaire contraignant destiné à garantir le respect d'une série d'objectifs considérés comme étant d'intérêt général. La plupart de ces réglementations concernent les segments du marché électrique qui constituent des monopoles naturels : transport et distribution ; il s'agit bien entendu d'éviter tout abus de monopole ; la production et la commercialisation, étant des activités pleinement concurrentielles, jouissent d'une liberté beaucoup plus large.

Chaque état dispose d'une Public utilities commission chargée de contrôler les utilities, de réglementer leurs tarifs et leurs services.

Dans plusieurs états existent des Utility cooperatives, coopératives de service public, dont les membres sont leurs clients ; elles ont été créées dans les régions rurales à l'époque du New Deal pour promouvoir l'électrification rurale ; elles sont aidées par le Rural Utilities Service, agence du département de l'Agriculture des États-Unis.

Le Public Utility Holding Company Act^[17], loi votée en 1935 par le Congrès des États-Unis pour renforcer la régulation des groupes opérant dans les services publics, notamment les groupes électriques, leur imposait deux mesures restrictives :

• limitation de leur activité à un seul État des États-Unis, afin de soumettre les sociétés concernées à la régulation sectorielle, notamment tarifaire, qui s'exerce au niveau des États ;
• recentrage de leurs activités sur le domaine régulé : avant tout engagement dans des activités non régulées, elles devaient obtenir une approbation préalable de la Securities and Exchange Commission (SEC) et, le cas échéant, organiser une séparation stricte entre activités régulées et non régulées.

En 1978, la loi Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA) impose, afin de promouvoir les énergies renouvelables, aux utilities, opérateurs électriques bénéficiant d'un monopole naturel (= propriétaires de réseaux), l'obligation d'achat d'électricité d'autres producteurs plus efficaces, si le coût de cet achat est inférieur au « coût évité » de l'utility elle-même pour le consommateur ; le coût évité est égal à la somme des coûts additionnels que l'utility devrait engager pour produire elle-même l'électricité requise, ou le cas échéant, pour l'acheter auprès d'une autre source. Cette loi instituait donc de fait une libéralisation du marché de la production d'électricité ; elle déclencha une avalanche de construction de nouvelles centrales par des Independent Power Producers (IPP - producteurs indépendants d'électricité), en particulier des centrales de cogénération. Cependant, bien qu'il s'agisse d'une loi fédérale, son application était confiée aux états fédérés, de sorte que certains firent peu et d'autres beaucoup pour l'appliquer.

La loi Energy Policy Act de 1992 rédigée par la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a été l'étape cruciale vers la déréglementation de l'électricité en Amérique du Nord, et a été complétée par les ordonnances 888 et 889 de la FERC en 1996, qui établissaient les fondements pour la déréglementation formalisée de cette industrie en organisant la création du réseau nodal d'Open Access Same-Time Information System (OASIS - Système d'information en temps réel du libre accès au réseau), pas de géant dans l'interconnexion des réseaux américains.

Le 8 août 2005, l'Energy Policy Act voté par les deux chambres du Congrès abolit les restrictions issues de PUHCA, en dépit des objections des organisations de consommateurs, de protection de l'environnement, des syndicats et des agences de notation. L'abolition devint effective le 8 février 2006.

Le mouvement d'ouverture à la concurrence du marché de l'électricité a été moins poussé qu'en Europe, du moins dans le marché de détail : la possibilité de choisir son fournisseur a certes doublé entre 2000 et 2013, mais elle n'est ouverte qu'à 13 % du marché résidentiel. En 2015, 18 États avaient introduit une forme de concurrence dans ce segment, mais 14 seulement avaient renoncé à instituer des limites de prix fixées par l’État ou un régulateur ; tous ces États avaient introduit la concurrence « retail » dès les années 1990 et aucun État ne l’a fait depuis la crise californienne de 2001^[18].

Les nombreuses interventions de l'état fédéral ont surtout visé à ouvrir le secteur à la concurrence, à réduire la dépendance énergétique du pays en soutenant la production d'électricité à partir de ressources nationales ou en promouvant les économies d'énergie, ou à combattre la pollution. Mais aucune réglementation d'envergure n'avait été mise en place pour lutter contre le réchauffement climatique.

À six mois de la Conférence de Paris de 2015 sur le climat, le président des États-Unis a dévoilé le 3 août 2015 un plan de lutte contre le réchauffement climatique dans le secteur de l'électricité : le « Clean Power Plan (en) ». Les nouvelles règles édictées dans ce plan visent à réduire de 32  % d’ici à 2030, par rapport à 2005, les émissions de CO₂ des centrales électriques, qui représentent 31  % des émissions totales de gaz à effet de serre du pays ; leurs émissions de dioxyde de soufre seront réduites de 90 % et celles d'oxydes d'azote de 72 %. La part des énergies renouvelables sera portée à 28 % d’ici à 2030, contre 13 % en 2014^[19],[20]. Les nouvelles règles édictées dans ce plan vont au-delà des propositions émises en 2014 par l’Agence de protection de l’environnement (EPA) : 32 % de réduction des émissions de carbone au lieu des 30 % proposés par l'EPA et 28 % d'énergies renouvelables au lieu de 22 %^[21]. En 2014, plus de 500 centrales électriques au charbon alimentent le pays ; c’est la première source d’électricité dans une vingtaine d’états, du Wyoming à l’Utah, en passant par l’Arizona. Si le plan pour une énergie propre est mis en application, la part de ce combustible dans la production d’électricité aux États-Unis passera de 39  % en 2014 à 27  % en 2030. La Maison-Blanche estime que l'EPA peut imposer ces règles aux états, s’appuyant sur une décision de la Cour suprême datant de 2007, qui, donnant tort à l’administration Bush, avait alors jugé que les GES étaient des «polluants» et avait estimé que l’EPA avait autorité pour réguler les émissions de gaz à effet de serre, en vertu du Clean Air Act de 1963^[22].

L'objectif de réduction de 32 % des émissions de CO2 du secteur électrique par rapport à 2005 est moins ambitieux qu'il ne parait : en effet, ces émissions ont déjà baissé de 15,1 % de 2005 (2 415,6 millions de m³ de CO2) à 2014 (2 051,3 millions de m³ de CO2, dont 77 % émis par les centrales au charbon) ; près de la moitié de la réduction a donc été déjà réalisée en 9 années sur 25^[23].

Malgré la décision de sortie de l'Accord de Paris sur le climat prise par Donald Trump en juin 2017, près de 13 gigawatts de capacités de production à partir de charbon devraient disparaître en 2018. Plus de 85 % des capacités éoliennes sont installées dans des districts qui ont voté Trump en 2016, selon l'AWEA (association des entreprises américaines de l'éolien). Le prix des modules photovoltaïques a été divisé par dix en dix ans et celui des turbines éoliennes par deux entre 2009 et 2017 ; au Texas, l'éolien est déjà la source d'énergie la moins chère du marché, selon Bloomberg New Energy Finance. En Californie, le solaire sera la source la moins onéreuse d'électricité dès le début des années 2020, malgré la baisse des crédits d'impôts^[24].

Au Texas, le Sénat de l'État adopte une loi visant à freiner le développement des énergies renouvelables, qui assurent plus de 30 % de la production d'électricité texane. Les Républicains font porter aux énergies renouvelables la responsabilité des coupures de courant dévastatrices survenues en février 2021, lorsqu'une vague de froid record a sévi au Texas. La tempête Uri a causé la mort de centaines de personnes et causé des dommages économiques chiffrés à plus de 100 milliards de dollars. Mais selon l'Agence internationale de l'énergie les causes de cette crise sont plutôt l'absence d'interconnexion du réseau texan avec ceux des États voisins et l'incapacité des centrales à gaz à répondre à une demande qui avait triplé. Cette loi interdit la construction d'une ferme éolienne située à moins de 3.000 pieds (914 mètres) de la limite d'une propriété, impose aux installations existantes de demander un permis pour augmenter leur capacité ou pour modifier l'emplacement des éoliennes ou des panneaux solaires, alors qu'il n'existe pas de règles au Texas interdisant de créer des installations pétrolières ou gazières à proximité du terrain d'un voisin. Une autre loi en cours d'examen par les élus texans prévoit des subventions à hauteur de 10 milliards de dollars pour des centrales électriques fonctionnant au gaz, d'une capacité totale de 10 GW^[25].

L’État du Texas veut faire payer aux utilisateurs de voitures électriques une taxe autoroutière. L’entretien des autoroutes texanes est financés par une taxe sur les carburants de 20 cents par gallon, soit 5 centimes par litre. Comme les conducteurs de voitures électriques ne paient pas cette taxe, un projet de loi institue une taxe de 200 dollars annuels pour compenser leur indépendance aux carburants fossiles. La Chambre des représentants du Texas a déjà validé ce projet de loi^[26].

Le charbon, abondant aux États-Unis, y était la première source de production d'électricité jusqu'en 2015. Mais il a été dès 2012 quasiment évincé par le gaz naturel pour la construction des nouvelles centrales^[27], et sa part dans la production électrique est passée de 51,7 % en 2000 à 16,3 % en 2025 contre 40,2 % pour le gaz naturel^[13].

En 2021, le charbon était la source d'énergie la plus utilisée pour la production d'électricité dans 15 États, contre 32 en 2001 ; le gaz naturel était en tête dans 23 États contre 7 en 2001. L'éolien a remplacé le charbon comme source d'électricité dominante dans trois États : Iowa, Kansas et Dakota du Sud. Le charbon garde encore une part supérieure à 70 % dans quatre États : Virginie Occidentale (91 %), Missouri (75 %), Wyoming (74 %) et Kentucky (71 %)^[28].

En 2022, les producteurs d'électricité ont consommé 469,9 Mt (millions de tonnes) de charbon, contre 1 045 Mt lors du pic de 2007, 538,6 Mt en 2019 et 501,4 Mt en 2021^[29].

Principales centrales à charbon aux États-Unis^[31]

Nom de la centrale	État	Date de mise en service	Puissance en MW
centrale de Bowen	Géorgie	1971-1975	3 500
centrale de Gibson	Indiana	1975-1982	3 340
centrale de Monroe	Michigan	1971-1974	3 280
centrale John E. Amos	Virginie-Occidentale	1971-1973	2 933
centrale James H.Miller Jr	Alabama	1978-1991	2 822
centrale W. A. Parish	Texas	1977-1982	2 737
centrale de Cumberland	Tennessee	1973	2 600
centrale de Gavin	Ohio	1974-1975	2 600
centrale de Rockport	Indiana	1984-1989	2 600
centrale de Paradise	Tennessee	1963-1970	2 558
centrale de Roxboro	Caroline du Nord	1966-1980	2 558

Principales centrales à gaz naturel aux États-Unis^[31]

Nom de la centrale	État	Date de mise en service	Puissance en MW
West County Energy Center	Floride	2009-2011	4 263
centrale Dynegy Moss Landing	Californie	1967-2002	2 802
centrale de Ravenswood	New York	1967-2002	2 625
centrale de Gila River	Arizona	2003	2 476
centrale de Martin	Floride	1994-2005	2 448
centrale Union Power Partners	Arizona	2003	2 428
centrale de Sanford	Floride	1969-2003	2 378
centrale Mystic	Maryland	1975-2003	2 361
centrale H.L.Culbreath Bayside	Floride	1965-2009	2 294
centrale Sherwood H Smith Jr	Caroline du Nord	2001-2011	2 282
Hines Energy Complex	Floride	1999-2005	2 262
centrale McIntosh	Floride	1994-2007	2 187
centrale de Willow Glen	Louisiane	1960-1976	2 178
centrale de Fort Myers	Floride	1958-2003	2 083
centrale de Cedar Bayou	Texas	1970-2009	2 065
centrale de Sabine	Texas	1962-1979	2 051
centrale H.Allen Franklin	Alabama	2002-2008	1 996
centrale de Nine Mile Point	Louisiane	1955-1973	1 960
AES Alamitos LLC	Californie	1956-1966	1 922
centrale de Lauderdale	Floride	1957-1993	1 863
Midland Cogeneration Venture	Michigan	1989-1998	1 849
Forney Energy Center	Texas	2003	1 784
Lincoln Combustion	Caroline du Nord	1995-1996	1 754
centrale Haynes	Californie	1962-2005	1 750
Midlothian Energy Facility	Texas	2000-2001	1 734
Elwood Energy LLC	Illinois	1999-2001	1 728
centrale de Seminole	Oklahoma	1971-1975	1 724
centrale de Lagoon Creek	Tennessee	2001-2010	1 625
centrale de Ormond Beach	Californie	1971-1973	1 612

Plusieurs de ces centrales brûlent également divers produits pétroliers.

En août 2025, les 94 réacteurs nucléaires en activité aux États-Unis totalisent une puissance électrique de 96 952 MW et ont produit 781,98 TWh en 2024, soit 18,2 % de la production d'électricité du pays,le plaçant au premier rang mondial de la production d'énergie d'origine nucléaire ; aucun réacteur n'est en construction et 41 ont été arrêtés définitivement (19 976 MW)^[32]. Les 94 réacteurs américains en fonctionnement représentent 22,6 % du nombre total de réacteurs dans le monde, et leur puissance nette totale représente 25,8 % du total mondial. Pour comparaison, le numéro deux, la France, a 57 réacteurs d'une puissance totale de 63 000 MW (16,7 %) et la Chine a 57 réacteurs d'une puissance totale de 55 320 MW (14,7 %)^[33].

Les centrales nucléaires ont produit 784,8 TWh en 2025, soit 17,4 % de la production nette nationale d'électricité^[13].

En juin 2023, après la mise en service du réacteur Vogtle 3, le nombre de réacteurs en service est de 93 et leur puissance totale de 96 GW. Vogtle 3 (1 100 MW) est le premier réacteur de troisième génération AP1000 de Westinghouse mis en service aux États-Unis, avec sept ans de retard et un coût multiplié par deux. Le réacteur Vogtle 4 devrait démarrer fin 2023^[34].

La production par gigawatt installé est 30 % plus élevée aux États-Unis qu'en France en 2019 : près de 8 térawattheures par gigawatt de capacité aux États-Unis contre 6 en France ; ceci s'explique pour l'essentiel par un fonctionnement en base : le nucléaire ne produit que 20 % de l'électricité produite aux États-Unis, ce qui permet de faire tourner les réacteurs au maximum de leur capacité, toute la journée et toute l'année, sans avoir à s'adapter aux variations de consommation^[35].

Une étude de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) publiée en juin 2017 révèlait que 34 centrales nucléaires américaines sur les 61 étudiées perdaient de l'argent, leur coût étant supérieur à celui des centrales à gaz, du fait de l'abondance et du prix bas du gaz de schiste. Quatre centrales nucléaires étaient en cours de fermeture, tandis que quatre autres avaient fermé au cours des quatre dernières années. Les États de New York et de l'Illinois ont déjà accordé des aides pour la poursuite de l'exploitation de centrales nucléaires et des aides similaires sont demandées dans l'Ohio et la Pennsylvanie^[36].

Alors qu'en 2006 le thème de la « renaissance du nucléaire » était abondamment évoqué aux États-Unis, où le japonais Toshiba investissait 5,4 milliards de dollars pour racheter l'américain Westinghouse et dévoilait des plans ambitieux prévoyant l'installation dans le pays de 45 nouveaux réacteurs avant 2030, dix ans plus tard le nucléaire accumule les déboires : en mars 2017, Westinghouse s'est placée sous le chapitre 11 de la loi sur les faillites des États-Unis, et au début août 2017 les électriciens Santee Cooper et Scana Corporation ont décidé de stopper la construction de deux nouveaux réacteurs à la centrale nucléaire de Virgil Summer en Caroline du Sud ; l'avancement de chantier était déjà parvenu à 40 %, mais le coût prévisionnel des deux réacteurs avait doublé, à vingt milliards de dollars, et le planning du chantier avait pris cinq ans de retard. Le nucléaire ne peut plus rivaliser avec les centrales au gaz de schiste, dix fois moins coûteuses en investissement ; la stratégie de l'industrie nucléaire est maintenant de prolonger l'exploitation des centrales existantes jusqu'à 80 ans. Il ne reste plus qu'un seul projet de centrale encore en cours de construction aux États-Unis, en Géorgie^[37].

Neuf réacteurs ont fermé définitivement depuis 2013, et il est prévu que quatre autres s’arrêtent d’ici 2025, majoritairement en Californie et en Nouvelle-Angleterre :

Réacteurs arrêtés de 2013 à 2025^[38]

Nom du réacteur	État	Date de mise à l'arrêt	Puissance en MW	Type	Opérateur
Kewaunee	Wisconsin	2013	566	PWR	Dominion
San Onofre 2	Californie	2013	1100	PWR	Southern California Edison
San Onofre 3	Californie	2013	1100	PWR	Southern California Edison
Crystal River 3	Floride	2013	860	PWR	Duke
Vermont Yankee	Vermont	2014	620	BWR	Exelon
Fort Calhoun	Nebraska	2016	478	PWR	Exelon/OPPD
Pilgrim	New Jersey	2018	610	BWR	Exelon
Oyster Creek	Massachusetts	2019	610	BWR	Entergy
Three Mile Island 1	Pennsylvanie	2019	819	PWR	Exelon
Duane Arnold	Iowa	août 2020	601	BWR	NextEra Energy Resources
Indian Point 2	New York	avril 2020	1067	PWR	Entergy
Indian Point 3	New York	avril 2021	1085	PWR	Entergy
Palisades	Michigan	2022	789	PWR	Entergy
Diablo Canyon 1	Californie	2024	1138	PWR	PG&E
Diablo Canyon 2	Californie	2024	1118	PWR	PG&E

Le débat sur la fermeture anticipée de Diablo Canyon a été relancé en 2020 car, face à d’importantes vagues de chaleur et une demande record, le gestionnaire de réseau a dû multiplier les délestages par manque de capacité pilotable, illustrant ainsi l’importance critique que la centrale aura à l’avenir^[38].

La Commission des services publics de Géorgie a donné son feu vert à la poursuite de la construction de deux nouveaux réacteurs à la centrale nucléaire de Vogtle, près d'Augusta, tout en fixant une limite de coûts ; le chantier devrait se terminer en 2021 ou 2022. Ce projet, engagé en 2007, mais retardé par la faillite de Westinghouse, pourrait coûter plus de 25 milliards de dollars, contre 14 milliards prévus initialement. C'est désormais le seul projet de réacteur nucléaire aux États-Unis, après l'abandon à l'été 2017 de la construction de deux autres réacteurs par la Caroline du Sud^[39].

Le budget fédéral 2018 des États-Unis, voté en mars 2018, illustre un soutien renouvelé pour le nucléaire : l'Office of Nuclear Energy a reçu 1,2 milliard de dollars, en hausse de 20 %, dont 669 millions de dollars pour les programmes de R&D (+107 M$) et 35 M$ pour lancer un projet de réacteur de recherche à neutrons rapides (Versatile Advanced Test Reactor)^[40].

En mai 2018, le Sénat et l’Assemblée du New Jersey ont voté les textes législatifs nécessaires pour faire de cet État le troisième, après New York et l’Illinois, à avoir inclus le nucléaire dans ses programmes de subventions aux énergies propres ; les centrales nucléaires peuvent désormais bénéficier des Zero Emission Certificates (ZEC)^[41]. En avril 2019, la Commission des entreprises de service public du New Jersey (New Jersey Board of Public Utilities) a attribué des certificats d’émission zéro (ZEC) aux réacteurs Salem 1 et 2 et à celui de Hope Creek. Ces trois réacteurs vont recevoir environ 100 millions de dollars par an chacun pendant trois ans^[42].

Six réacteurs nucléaires américains ont été arrêtés avant la fin de leur durée de vie technique depuis 2013 et 12 autres devraient l’être d'ici 2025. Au total, ces 18 fermetures enlèveront plus de 15,8 GW de la production du réseau, soit 15 % de la capacité nucléaire existante. Début juillet 2018, une vaste coalition réunissant 75 ex-hommes d'État, responsables de la sécurité nationale et dirigeants industriels a exhorté Rick Perry, Secrétaire américain à l'Énergie, à prendre des mesures immédiates pour empêcher la fermeture des réacteurs nucléaires, rappelant les bénéfices d'un secteur nucléaire national fort sur le plan de la sécurité nationale compte tenu de la sécurité d’approvisionnement qu’il procure. Rick Perry a déclaré que le soutien financier des centrales nucléaires est essentiel à la sécurité nationale. Face à la hausse de la demande en électricité, il a confirmé que des travaux sont en cours pour proposer un plan de préservation de certaines des principales centrales nucléaires du pays. Le département de l'Énergie des États-Unis (DOE) étudie ainsi les moyens d’aider financièrement les installations nucléaires, y compris en obligeant les exploitants de réseaux à acheter cette électricité^[43].

Cinq des six gouverneurs des États de la Nouvelle-Angleterre (Nord-Est des États-Unis) ont signé en août 2018 une lettre adressée à l’ISO-New England (ISO-NE), le gestionnaire du réseau, afin de lui demander d’étudier des moyens pour encourager le développement des énergies propres, faisant spécifiquement mention aux énergies renouvelables mais aussi au nucléaire. La lettre souligne en particulier les avantages du nucléaire et s’inquiète de la fermeture prochaine de la centrale Pilgrim (Massachusetts), qui ne laisserait en juin 2019 que deux centrales en fonctionnement dans la région, Millstone (Connecticut) et Seabrook (New-Hampshire), soit seulement 3 500 MW d’électricité de base^[44].

En juillet 2019, l'Ohio est devenu le cinquième État à prendre des mesures pour accorder des compensations ou des aides aux centrales nucléaires, après le Connecticut, l'Illinois, le New Jersey et l'État de New York. Les 14 réacteurs dans dix centrales qui reçoivent ces soutiens représentent 9 % de la puissance de l'ensemble des centrales électriques de ces états et 13 % de la puissance installée nucléaire du pays. Par ailleurs, 55 % de la puissance nucléaire se trouvent sous le statut traditionnel où le prix de l'électricité à la production est réglementé par des commissions d'État, ce qui peut les protéger contre la pression des marchés de gros ; seules 30 % (en puissance) des centrales nucléaires sont directement exposées au marché de gros^[45].

Plusieurs États ayant des centrales menacées de fermeture ont mis en place des aides financières, soit sous la forme de subventions directes, soit en leur appliquant les mêmes programmes d’exemptions de taxes que pour les sources renouvelables, appelés « Zero Emission Credits » (ZEC) :

Centrales bénéficiant de subventions de type ZEC^[38]

Centrale	État	Puissance en MW	'Opérateur	Date de l'aide	Date de fin prévue
Fitzpatrick	New York	813	Exelon	2017	2029
Nine Mile Point	New York	2019	Exelon	2017	2029
Ginna	New York	580	Exelon	2017	2029
Clinton	Illinois	1062	Exelon	2017	2027
Quad Cities	Illinois	1819	Exelon	2017	2027
Millstone	Connecticut	2098	Dominion	2019	2029
Hope Creek	New Jersey	1172	PSEG	2019	2025
Salem	New Jersey	2327	PSEG	2019	2025
Davis-Besse	Ohio	894	Energy Harbor	2021	2026
Perry	Ohio	1256	Energy Harbor	2021	2026
Byron[35]	Illinois	2336	Exelon	2021	2026
Dresden[35]	Illinois	1734	Exelon	2021	2026

Exelon a annoncé en 2020 une fermeture précoce pour 2021 de deux centrales dans l’Illinois, Byron et Dresden, afin de forcer le gouvernement local, qui ne peut se permettre une telle perte de capacité, à attribuer des ZEC pour ces sites. Le Congrès fédéral pourrait même voter prochainement un système d’aides fédérales aux réacteurs en difficulté, préservant ainsi le parc nucléaire dans son ensemble^[38]. En octobre 2021, Exelon annonce que ces deux centrales ne fermeront pas, grâce à une nouvelle loi de l'État de l'Illinois qui, prévoyant d'atteindre 50 % d'énergie « propre » à l'horizon 2040, a accordé près de 700 millions de dollars sur cinq ans à trois centrales nucléaires menacées de fermeture. Le Maryland et la Pennsylvanie étudient des dispositifs similaires^[35].

Les exploitants ont largement optimisé le fonctionnement de leurs réacteurs, atteignant en 2019 un facteur de capacité record de 93,5 % sur l'ensemble du parc. Combinées avec la fermeture des réacteurs les moins rentables, ces performances ont fait passer le coût moyen de production du nucléaire américain de 42 $/MWh en 2012 à 30 $/MWh en 2019^[38].

Un projet de l'administration Biden, pour parvenir à ses objectifs de décarbonation de l'électricité, prévoit d'octroyer jusqu'à 6 milliards de dollars de crédits zéro émission pour la période 2022-2026, alloués via un processus compétitif aux centrales nucléaires fragilisées financièrement, mais jugées sûres et dont la fermeture entrainerait une augmentation des émissions de CO₂^[35]. Le 19 avril 2022, le Department of Energy annonce un programme d'appels à candidatures pour soutenir la poursuite de l'exploitation des réacteurs nucléaires américains, le « Civil Nuclear Credit Program » (CNC), doté de 6 milliards $, dans le cadre de la loi sur les infrastructures. La secrétaire à l'Énergie Jennifer M. Granholm déclare : « Les centrales nucléaires américaines fournissent plus de moitié de notre électricité décarbonée, et le Président Biden s'est engagé à maintenir ces centrales en activité pour atteindre nos objectifs en matière d'énergie propre »^[46].

L'autorité de sûreté nucléaire américaine, la NRC, a publié fin 2015 un projet de lignes directrices, soumis à consultation publique jusqu'en février 2016, pour « décrire les méthodes et techniques acceptables par les équipes de la NRC pour le renouvellement de licence » jusqu'à 80 ans d'exploitation. La NRC a accordé des renouvellements de licence jusqu'à 60 ans pour 81 réacteurs sur les 99 en service dans le pays. Les exploitants devront démontrer que les composants les plus sensibles, notamment la cuve qui ne peut être changée, pourront être exploités de manière sûre sur une telle durée^[47]. La centrale de Surry, en Virginie, pourrait être la première à faire l'objet d'une demande de licence pour prolongation à 80 ans de la durée de vie de ses deux réacteurs ; son propriétaire Dominion a annoncé le 6 novembre 2015 son intention de déposer cette demande^[48], qui devrait être déposée en 2019 ; Dominion a informé en novembre 2017 la NRC de son intention de déposer la même demande pour les deux réacteurs de sa centrale de North Anna, également en Virginie^[49].

En juillet 2018, l’opérateur américain Exelon a fait la demande d’une prolongation à 80 ans de ses réacteurs 2 et 3 à eau bouillante de la centrale de Peach Bottom (Pennsylvanie), qui ont déjà l’autorisation de fonctionner jusqu’à 60 ans, soit 2033 pour l’unité 2 et 2034 pour l’unité 3. Florida Power & Light avait déjà fait la même demande pour ses réacteurs à eau pressurisée 3 et 4 de la centrale de Turkey Point^[50].

Le 5 décembre 2019, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) octroie aux deux réacteurs de la centrale nucléaire de Turkey Point en Floride une licence^[51] pour prolonger leur durée de vie jusqu'à 80 ans, soit jusqu'en 2052 et 2053. C'est une première mondiale : la très grande majorité du parc nucléaire américain avait déjà obtenu une licence pour prolonger son exploitation de 40 à 60 ans, mais la demande de prolongation à 80 ans déposée par Florida Power & Light (FPL, filiale du groupe coté NextEra Energy) était la première. Des décisions sont attendues pour mars 2020 pour les deux réacteurs de Peach Bottom (Pennsylvanie), et pour juin 2020 pour les deux réacteurs de Surry (Virginie). Deux autres réacteurs en Virginie prévoient de déposer un dossier d'ici à fin 2020^[52].

La centrale nucléaire de Diablo Canyon en Californie est censée s'arrêter en 2024 (réacteur 1) et 2025 (réacteur 2). Mais le gouverneur démocrate de Californie envisage en 2022 de prolonger son existence de cinq ans. Fin juin 2022, le parlement californien a approuvé un projet de loi sur l'énergie qui met de côté 75 millions de dollars pour prolonger la vie de centrales électriques. Cette somme pourrait être utilisée pour prolonger la vie de la centrale nucléaire. Le gouverneur Gavin Newsom a envoyé en août au parlement californien un projet de loi qui justifie cette option par l'accélération du réchauffement climatique qui augmente la demande en énergie et dégrade les capacités de sources de production. La centrale de Diablo Canyon fournit 8,6 % de l'électricité consommée en Californie. Selon une étude réalisée par l'université de Californie à Berkeley, 44 % des électeurs soutiennent désormais la construction de nouvelles centrales nucléaires, tandis que 37 % s'y opposent ; 39 % sont contre la fermeture prochaine de Diablo Canyon et 33 % y sont favorables^[53]. Au début septembre 2022, après que des températures de 43 degrés Celsius aient failli déclencher une panne généralisée d'électricité, les parlementaires californiens votent à une majorité des deux tiers le texte proposé par le gouverneur de Californie qui prévoit de prolonger le fonctionnement de la centrale jusqu'en 2030, en utilisant des financements fédéraux mis en place par l'administration Biden pour sauver des centrales nucléaires en difficulté. PG&E devra aussi convaincre la Commission de réglementation de l'énergie nucléaire (NRC) que la vie de la centrale peut être prolongée de façon sûre^[54]. Le 1er septembre 2022, le parlement californien vote une loi prolongeant de cinq ans, jusqu'à 2030, le fonctionnement de la centrale^[55]. Le 2 avril 2026, la NRC valide la demande de prolongation de la durée de fonctionnement des deux réacteurs de Diablo Canyon, qui pourront donc fonctionner jusqu’en novembre 2044 pour le réacteur 1 et en août 2045 pour l’unité 2. Cependant, la Commission des services publics de l’état de Californie n’a autorisé le fonctionnement de ces unités que jusqu’au 31 octobre 2029 et 31 octobre 2030. Elle devra donc accorder une autorisation de prolongation. Par ailleurs, un projet de loi devrait être examiné en avril 2026 pour modifier le moratoire sur le nucléaire actuellement instauré dans l’état, afin de lever l’interdiction de développement de nouveaux projets pour les « réacteurs nucléaires avancés »^[56].

Au printemps 2024, le département de l'Énergie octroie sa garantie pour un prêt de 1,52 milliard de dollars (1,4 milliard d'euros) à Holtec International, pour redémarrer la centrale nucléaire de Palisades (Michigan), mise à l'arrêt en 2022. Spécialiste du démantèlement, Holtec a acheté plusieurs réacteurs récemment fermés en se finançant sur les provisions constituées, mais il perçoit le potentiel d'un redémarrage, car la demande d'électricité devrait être dopée ces prochaines années avec le développement de l'intelligence artificielle et les usines de batteries ou de semi-conducteurs^[57].

Le 20 septembre 2024, Microsoft signe un contrat d'achat d'électricité d'une durée de vingt ans avec l'énergéticien Constellation qui ouvre la voie à la relance de la centrale nucléaire de Three Mile Island, dont le réacteur n°1, mis à l'arrêt en 2019 après 45 ans de fonctionnement, doit subir des travaux d'un coût de 1,6 milliard de dollars pour fournir, à partir de 2028, 837 MW de puissance à Microsoft jusqu'en 2054, sous réserve de l'approbation de la Commission de réglementation nucléaire des États-Unis^[58]. La motivation de Microsoft est la perspective d'un goulet d'étranglement dans l'intelligence artificielle lié à l'énergie : ses prévisions de besoins en électricité en 2030 ont été multipliées par six depuis 2020^[59].

Le 3 juin 2025, Meta signe un contrat sur vingt ans avec Constellation Energy pour fournir en électricité décarbonée, à partir de juin 2027, des services comme Facebook ou Instagram via la production de la centrale nucléaire de Clinton (Illinois), mise en service en 1987^[60].

L'industrie nucléaire américaine mise sur les petits réacteurs modulaires (PRM ou SMR en anglais), dont les projets se multiplient. Le projet le plus avancé est celui de NuScale, issu de la recherche publique et universitaire au début des années 2000. L'entreprise basée dans l'Oregon est aujourd'hui détenue par Fluor, un grand groupe de BTP et d'ingénierie, qui prévoit de l'introduire en Bourse en 2022. Le gouvernement a déjà apporté 400 $ millions pour développer son module de 77 MW, qui pourrait par exemple, en combinant 4 à 8 unités, remplacer des centrales de 300 ou 600 MW. Le marché est vaste : 150 000 MW de centrales au charbon vont s'arrêter dans les vingt ans. NuScale prévoit un coût de production à 58 $/MWh pour son premier projet américain, une centrale de 6 modules prévue à l'horizon 2029 pour un consortium de municipalités dans l'Idaho sur un site fédéral ; ce coût relativement réduit serait permis par un assemblage en grande partie en usine. L'entreprise TerraPower, fondée en 2006 avec le soutien de Bill Gates, vient de présélectionner la petite ville de Kemmerer, dans le Wyoming, pour construire un démonstrateur de 345 MW, un réacteur rapide refroidi au sodium appelé Natrium, développé avec GE-Hitachi. Il vise une mise en service en 2028, pour remplacer une centrale à charbon de PacifiCorp^[61].

En 2024, les besoins en électricité liés à l'essor de l'intelligence artificielle (IA) explosent : une requête en ligne sur ChatGPT consomme dix fois plus d'électricité qu'une requête sur Google. Les acteurs de l'IA sont nombreux à se tourner vers les PRM pour faire face à ces besoins. Oracle a partagé son investissement dans trois réacteurs nucléaires de petite taille. OpenAI investit dans cette technologie à travers la société Oklo, qui alimentera Equinix, le principal fournisseur mondial en data centers de Microsoft. Alphabet a annoncé son soutien à Kairos Power pour fournir 500 MW d'électricité grâce à 7 PRM d'ici à 2035. Amazon a annoncé 500 millions d'investissement dans Dominion Energy et dans X-energy, pour une cible de 5 GW d'électricité d'ici 2039^[59].

En mars 2026, la Commission de réglementation nucléaire des États-Unis (NRC) accorde à TerraPower une licence pour la construction de son réacteur modulaire avancé (AMR) refroidi au sodium à Kemmerer dans le Wyoming. Il s’agit du premier permis de construire approuvé par la NRC depuis plus d’une décennie et la première licence pour un réacteur ne fonctionnant pas à l’eau légère depuis plus de 40 ans. TerraPower avait déposé sa demande de permis de construire en mars 2024. Le calendrier initial établi par la NRC prévoyait un examen de 27 mois, mais le processus d’examen a été accéléré grâce au soutien du Congrès via la loi sur l’innovation et la modernisation de l’énergie nucléaire (Nuclear Energy Innovation and Modernization Act) et aux décrets présidentiels de Donald Trump qui ordonnaient en juin 2025 à la NRC de s’organiser pour rendre désormais une décision finale dans un délai de 18 mois pour les demandes de construction et d’exploitation d’un nouveau réacteur, et dans les 12 mois pour les demandes de renouvellement de licence d’un réacteur existant. TerraPower espère le mettre en service en 2030^[62].

Le président américain Donald Trump, opposé aux énergies renouvelables, veut relancer la filière nucléaire aux États-Unis. Il signe en mai 2025 une série de décrets exécutifs pour accélérer la construction de centrales. Un de ces décrets vise la construction de 10 grands réacteurs conventionnels. Dan Sumner, directeur général par intérim de Westinghouse, annonce le 9 juin 2025 que son groupe est en discussion avec les autorités pour déployer 10 grands réacteurs AP1000, en particulier pour alimenter des projets de supercalculateurs et les sociétés de la tech^[63].

Le 28 octobre 2025, l'administration Trump signe un partenariat stratégique de 80 milliards de dollars avec Westinghouse et ses propriétaires canadiens, le gérant d'actifs Brookfield et le producteur d'uranium Cameco. Le gouvernement américain s'est engagé à assurer le financement de nouveaux réacteurs AP1000, qui doivent principalement alimenter les besoins de l'intelligence artificielle. L'enveloppe prévue pourrait permettre de construire huit à dix nouveaux réacteurs, voire moins si le choix se porte aussi sur des SMR (petits réacteurs modulaires). L'administration Trump compte sur le Japon pour avancer les fonds, dans le cadre de l'accord commercial imposé par la Maison-Blanche à son allié asiatique, qui prévoit des investissements pouvant aller jusqu'à 100 milliards de dollars dans des réacteurs Westinghouse. Par ailleurs, la société Fermi, lancée en 2025 par l'ancien ministre de l'Énergie de Donald Trump Rick Perry, a pré-commandé quatre réacteurs AP1000 pour son projet de data center au Texas, en faisant appel à des fonds et des sous-traitants sud-coréens. L'un des propriétaires de Westinghouse, Brookfield, est en négociations pour relancer un chantier de centrale nucléaire en Caroline du Sud, abandonné en 2017. Google vient de trouver un accord avec NextEra Energy pour redémarrer l'exploitation d'une centrale dans l'Iowa, suspendue depuis 2020^[64].

Le 12 mar's 2026, le DOE lance le programme « Uprise » (Utility Power Reactor Incremental Scaling Effort) avec l'objectif d'accroître les capacités nucléaires des États-Unis de 2,5 GW d’ici à 2027 et de 5 GW d’ici à 2029 ou 2030 par trois moyens : prolongation de la durée de fonctionnement de réacteurs, augmentation de la puissance de production, et remise en service des installations nucléaires inactives. L’Office of Energy Dominance Financing dispose d’une capacité de prêt d’environ 289 milliards de dollars et peut financer jusqu’à 80 % « des coûts admissibles des projets de modernisation des centrales nucléaires à des taux d’intérêt avantageux ». Il a déjà contribué à la réussite des mises en service des tranches 3 et 4 de Vogtle, au projet de remise en service de la centrale nucléaire de Palisades (805 MW) et du centre d’énergie propre de Crane ; le DOE a aussi prêté 1 md$ à Constellation Energy en novembre 2025 pour le redémarrage du réacteur de 835 MW de Three Miles Island^[65].

Alors que 16 États ont mis en place au cours des années 1970 des moratoires sur la construction de nouvelles centrales nucléaires, il n'en reste plus que 8 en 2026, après la promulgation d'une nouvelle loi levant le moratoire sur le nucléaire au New-Jersey. Les États ayant encore un moratoire sont la Californie, l'Oregon, Hawaï, le Minnesota, le Maine, le Vermont, le Massachusetts et le Rhode Island. La levée des moratoires a commencé en 2016 par le Wisconsin, suivi par le Kentucky (2017), le Montana (2021), la Virginie-Occidentale (2022), l'État de New-York et le Connecticut (2022) et l'Illinois (2026)^[66].

Le 13 mai 2024, le président Joe Biden promulgue l'Prohibiting Russian Uranium Imports Act, loi transpartisane interdisant l’importation aux États-Unis d’uranium enrichi à moins de 20 % et produit par la Russie. Cette interdiction prend effet le 12 août 2024 et devrait courir jusqu’au 31 décembre 2040. Le texte de loi autorise la Secrétaire à l’Énergie à accorder temporairement des dérogations, jusqu’au 1er janvier 2028, aux centrales ou entreprises nucléaires dépendantes de l’uranium russe et n'ayant aucune source alternative. D’après un rapport de la Chambre des Représentants de décembre 2023, la Russie fournit en 2023 environ 24 % des besoins en combustible des centrales américaines. Les difficultés d’approvisionnement concernent surtout le combustible HALEU (« High Assay Low Enriched Uranium »), enrichi entre 5 et 20 %, nécessaire pour de nombreux réacteurs innovants et dont les seules capacités de production commerciales sont détenues par Rosatom. Le Département de l’Énergie (DOE) et les industriels du nucléaire américain se sont déjà engagés dans une stratégie d’augmentation de capacités sur l’ensemble de la chaîne amont du cycle. Après dix ans de déclin jusqu'à un étiage de quatre tonnes d’uranium en 2020, trois nouvelles mines ont été autorisées par le gouvernement et mises en exploitation en 2023 par l’opérateur Energy Fuels pour une production cible de 500 à 600 tonnes par an ; d’autres mines sont déjà envisagées. Dans l'enrichissement, Urenco prévoit d’accroitre de 15 % les capacités de son usine à Eunice (Nouveau-Mexique), la seule usine d’enrichissement commerciale des États-Unis, pour atteindre 5,7 millions d’UTS. Le département de l'Énergie a lancé le « Haleu Availability Program », qui cofinance notamment l’installation pionnière de Centrus à Piketon (Ohio), ayant produit en 2023 les premiers kilogrammes de Haleu américain. Le Congrès a voté en mars 2024 le « Nuclear Fuel Security Act » qui prévoit 2,7 milliards de dollars de crédits budgétaires destinés à financer de nouvelles installations de conversion et d’enrichissement. Les États-Unis deviennent ainsi les premiers contributeurs du groupe des « Sapporo 5 » (États-Unis, Canada, France, Japon, Royaume-Uni) qui s’est engagé lors de la COP28 (2023) dans un partenariat stratégique pour mettre en place une chaîne d’approvisionnement indépendante de la Russie, en promettant d’investir collectivement 4,2 milliards de dollars dans l’amont du cycle^[67],[68].

Très dépendants de l'uranium enrichi russe pour faire tourner leurs 93 réacteurs nucléaires, les États-Unis sollicitent des investissements pour se passer de leurs fournisseurs russes au plus vite. Au niveau mondial, le russe Rosatom contrôle près de 45 % des capacités installées d'enrichissement, l'entreprise anglo-germano-néerlandaise Urenco 31 %, contre 12 % pour Orano et le solde pour le chinois CNNC. En mai 2024, l'administration Biden a adopté un embargo sur les importations d'uranium en provenance de Russie, avec un délai de grâce pour les énergéticiens jusqu'en 2028. Le 4 septembre 2024, l'État du Tennessee annonce engager des négociations exclusives avec le français Orano pour un projet de construction d'une nouvelle usine d'enrichissement d'uranium. Orano envisage la décision finale d'investissement fin 2025, après obtention des financements de l'État fédéral, des engagements de commandes des énergéticiens et d'une licence de la NRC^[69].

En janvier 2026, le secrétaire à l'Énergie Chris Wright annonce que 2,7 milliards de dollars de subventions ont été attribuées à trois projets d'usines d'enrichissement basées sur le sol américain, chacun ayant reçu 900 millions de dollars : les groupes américains American Centrifuge Operating et General Matter produiront de l'uranium à haute teneur faiblement enrichi (HALEU), et Orano Federal Services fabriquera de l'uranium faiblement enrichi (LEU) à Oak Ridge dans le Tennessee. Le chantier d'Oak Ridge, estimé à 5 milliards, doit entrer en service à partir de 2031^[70].

Selon les données de l’Energy Information Administration des États-Unis, les énergies renouvelables représentaient environ 9,1 % de la consommation totale d’énergie primaire en 2025^[71] et 25,6 % de l’électricité produite aux États-Unis en 2025, dont 5,4 % d'hydroélectricité, 10,3 % d'éolien, 8,6 % de solaire, 0,7 % de biomasse, 0,3 % de déchets et 0,3 % de géothermie^[13],[14].

Leader mondial dans la filière géothermique, les États-Unis sont également en 2024 au 2^e rang mondial pour l'éolien et le solaire photovoltaïque^{[s 5]} derrière la Chine ainsi que pour le solaire thermodynamique derrière l'Espagne^{[s 7]}, au 3^e rang pour la biomasse derrière la Chine et le Brésil^[3] et au 4^e pour l'hydroélectricité derrière la Chine, le Brésil et le Canada^{[s 4]}. Pour l'ensemble des renouvelables hors hydro, la production d'électricité des États-Unis est au 2^e rang mondial avec 15,3 % du total mondial, derrière la Chine (37,8 %)^{[s 2]}.

En 2022, la production d'électricité des renouvelables a dépassé pour la première fois celle des centrales à charbon après avoir dépassé celle des centrales nucléaires en 2021. Le Texas a produit 26 % de l'électricité éolienne du pays, suivi par l'Iowa (10 %) et l'Oklahoma (9 %). La Californie a produit 26 % de l'électricité solaire (hors solaire diffus), suivie par le Texas (16 %) et la Caroline du nord (8 %)^[72].

Durant l'été 2020, la Californie qui a fait le pari des énergies renouvelables pour produire son électricité, dont environ un tiers est produite grâce aux immenses champs de panneaux solaires et d'éoliennes qui couvrent certains endroits dépeuplés, est confrontée à des coupures d’électricité. Près de 220 000 foyers en août ont été privés de courant durant des périodes de 60 à 90 minutes. La raison est que théoriquement les éoliennes et les panneaux solaires pourraient compenser la fermeture en 2012 d'une centrale nucléaire de 2 000 MW, mais qu'en cette période de canicule le vent souffle peu et les panneaux solaires sont inefficaces la nuit quand les températures restent élevées et les climatiseurs fonctionnent. En l’absence de capacité de stockage, l’électricité produite la journée ne peut donc être restituée la nuit. La seconde conséquence de cette situation est l'importance des émissions de CO₂ : plus de la moitié de l'électricité produite par la Californie l'est par les centrales à gaz, une source d'énergie fossile qui émet 490 grammes de CO₂ par kWh produit, 40 fois plus que le nucléaire^[73].

En 2025, Donald Trump promet de « mettre fin à l'arnaque verte de Joe Biden ». EDF, Equinor ou Orsted accumulent les dépréciations d'actifs sur le marché américain. TotalEnergies a mis en pause les projets pour lesquels il a des concessions et travaille à des cessions d'actifs aux États-Unis. Engie prévoit de baisser ses investissements aux États-Unis de 4 milliards d'euros sur la période 2022-2024 à 2 milliards d'euros sur la période 2025-2027. La branche renouvelable d'EDF cherche à céder 50 % de ses activités en Amérique du Nord. Au total, selon le think tank américain E2, qui défend les énergies renouvelables, 22 milliards de dollars de projets auraient été annulés aux États-Unis sur les six premiers mois de 2025, dont 6,7 milliards sur le seul mois de juin^[74].

L’énergie hydroélectrique est la troisième source d’électricité renouvelable du pays, produisant 5,4 % de l’électricité totale du pays en 2025 et 20,9 % de la production totale d’électricité renouvelable^[13]. Les États-Unis sont le quatrième producteur mondial d’hydroélectricité après la Chine, le Brésil et le Canada.

Depuis 2019, l’énergie éolienne est la première source d’électricité renouvelable du pays. L’énergie éolienne a produit 464,4 TWh d’électricité en 2025, soit 10,3 % de la production totale d’électricité du pays et 40,1 % de la production totale d’électricité renouvelable^[13].

L’énergie solaire fournit une part croissante de l’électricité aux États-Unis : en 2024, elle produit 388,9 TWh d’électricité (386 TWh de photovoltaïque et 2,9 TWh de thermodynamique), soit 8,6 % de la production totale d’électricité du pays et 33,6 % de la production totale d’électricité renouvelable^[13].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Renewable energy in the United States » (voir la liste des auteurs).

Les États-Unis étaient en 2023 le troisième pays producteur d'électricité à partir de la biomasse : 45,8 TWh (7,0 % du total mondial), derrière la Chine (30,3 %) et le Brésil (8,7 %), mais devant l'Allemagne (6,1 %)^[3].

Selon l'Environmental Protection Agency (EPA), la part de la biomasse dans la production d'électricité était en progression dans les années 2000 : la production des centrales à biomasse a augmenté de 14 % en 10 ans (2001-2011) ; mais la plupart utilisent des technologies obsolètes, beaucoup ayant été créées sous l'administration Carter, et sur 107 de ces centrales en fonctionnement au début 2012, 85 ont été sanctionnées pour violation des normes anti-pollution de l'air et de l'eau ; elles ont reçu 700 M$ de subventions des États et de l'état fédéral, dont 270 M$ du programme de stimulation signé par le président Obama en 2009, qui prend en charge 30 % des investissements dans les énergies renouvelables ; la Californie a 33 de ces centrales à biomasse, dont celle de Madera, près de Fresno, qui a été accusée de plus de 20 violations des normes de 2004 à 2009^[75].

Les États-Unis sont le premier pays producteur d'électricité géothermique : 15 669 GWh en 2025 (production nette), en hausse de 1,7 % par rapport à 2024, dont 68,6 % en Californie, 24,7 % au Nevada, 3,0 % dans l'Utah, 1,6 % à Hawaï, 1,2 % dans l'Oregon, 0,5 % dans l'Idaho et 0,4 % au Nouveau-Mexique^{[e 11]} ; la part des États-Unis dans la production mondiale était de 19,9 % en 2023, devant l'Indonésie, deuxième avec 17,3 %^[3].

L'une des sources géothermiques les plus importantes est située aux États-Unis : The Geysers, à environ 145 km au nord de San Francisco, démarra la production en 1960 et dispose d'une puissance de 2 000 mégawatts électriques. Il s'agit d'un ensemble de 21 centrales électriques qui utilisent la vapeur de plus de 350 puits^[76]. La Calpine Corporation gère et possède 19 des 21 installations. Afin de maintenir la production de ce site victime de surexploitation, il est alimenté en partie par les eaux traitées de la ville de Santa Rosa et de la station de Lake County. Au sud de la Californie, près de Niland et Calipatria, une quinzaine de centrales électriques produisent environ 570 mégawatts électriques ; une nouvelle centrale a été mise en service sur ce site en mai 2012 : Hudson Ranch I (50 MW). Il y aurait 146 projets en développement dans 15 États^[77].

En 2025, la géothermie est la seule énergie renouvelable qui échappé à l'assaut en règle des républicains contre les subventions accordées aux énergies renouvelables. L'administration américaine met en avant la capacité de la géothermie à alimenter la révolution de l'intelligence artificielle et les dizaines de centres de données qui essaiment à travers les États-Unis. Le secteur bénéficie par ailleurs de ses liens avec l'industrie pétrolière : les technologies de fracturation hydraulique, développées dans l'exploitation du gaz de schiste, sont de mieux en mieux utilisées pour améliorer le rendement des centrales de géothermie. Le département de l'Énergie estime que le sous-sol américain peut produire suffisamment d'énergie pour couvrir plus de 5 fois les besoins actuels de l'économie. En faisant l'hypothèse d'innovations améliorant encore le rendement et les coûts de la géothermie, cette énergie pourrait représenter plus de 10 % de la production d'électricité d'ici 2050, contre 0,4 % en 2024. Google utilise cette technologie pour ses centres de données du Nevada depuis deux ans. Meta a signé un partenariat avec la jeune pousse Sage Geosystems pour une centrale dans les Rocheuses^[78].

Des chercheurs de l’université californienne de Stanford ont étudié un scénario de mix électrique 100 % renouvelables pour 2050 : 30,9 % d’éolien à terre, 19,1 % d’éolien en mer, 30,7 % de centrales photovoltaïques de grande taille, 7,2 % de photovoltaïque résidentiel et autant de solaire thermodynamique avec stockage, le reliquat étant principalement assuré par l’hydroélectricité et la géothermie. Ces équipements de production couvriraient 0,42 % du territoire américain. Le scénario implique une baisse de 40 % de la demande d'électricité, pour l’essentiel issue de gains d’efficacité : il créerait 5,9 millions d’emplois, soit un gain de 2 millions par rapport aux 3,9 millions de jobs assurés par le secteur énergétique conventionnel. Ce scénario permettrait 260 $ par an d’économies sur la facture énergétique acquittée par chaque citoyen américain, sans compter d’autres économies en matière de santé^[79].

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Electric power transmission » (voir la liste des auteurs).

Le réseau de transport à haute tension (115 à 500 kV) reste relativement hétérogène, les niveaux de tension normalisés étant différents selon les régions. Il totalise 300 000 km de lignes exploitées par 500 compagnies.

Des organismes régionaux dénommés « Regional Transmission Organization » (RTO) et « Independent System Operator » (ISO) coordonnent les mouvements d'énergie entre les réseaux des utilities ; les ISO ont été mis en place à l'initiative de la FERC et se limitent souvent à un état ; une organisation plus large, la North American Electric Reliability Corporation (NERC) couvre l'ensemble des États-Unis ainsi qu'une compagnie mexicaine (Baja California) et plusieurs compagnies canadiennes de l'Ontario, du Québec et de l'Alberta ; elle est chargée de veiller à la fiabilité du système d'interconnexion entre les réseaux régionaux. Certaines RTO ou ISO jouent également le rôle de marché de gros pour les échanges d'électricité entre compagnies. Il existe 12 RTO/ISO (dont trois canadiennes) et deux organismes indépendants similaires.

Le Texas a fait le choix d'avoir un réseau électrique quasiment indépendant, ce qui lui permet d'échapper à la tutelle du régulateur fédéral (Ferc), mais le prive de la possibilité d'échanger de l'électricité avec d'autres États. Cet isolement a contribué à aggraver la crise subie par le système électrique texan lors de la vague de froid de février 2021^[80].

Les échanges d'électricité des États-Unis avec leurs deux voisins sont structurellement importateurs : en 2025, 30,09 TWh ont été importés, dont 24,47 TWh du Canada et 5,62 TWh du Mexique ; 17,73 TWh ont été exportés, dont 16,01 TWh au Canada et 1,72 TWh au Mexique ; le solde net importateur est de 12,36 TWh, dont 8,46 TWh du Canada et 3,90 TWh du Mexique^{[e 12]}. Le solde des échanges d'électricité a représenté 0,3 % de l'électricité produite aux États-Unis en 2025^{[e 2],[e 3]}.

Le solde importateur des États-Unis en 2023 s'élève à 18,9 TWh, plaçant le pays au 4^e rang mondial des importateurs d'électricité derrière l'Italie (51,25 TWh), la Thaïlande(30,55 TWh) et le Royaume-Uni (23,78 TWh)^[81].

Le Réseau multiterminal à courant continu qui relie le nord du Québec au Massachusetts par une ligne à haute tension en courant continu à ±450 kV d'une longueur totale de 1 600 km permet d'importer en Nouvelle-Angleterre une partie de la production hydroélectrique de la Baie James ; c'est une des principales voies d'importation depuis le Canada (8 à 9 TWh/an) ; le réseau du Québec est interconnecté en 19 points avec le réseau des États-Unis.

La part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie était de 21,4 % en 2023^[82].

La consommation brute d'électricité^{[n 4]} par habitant s'élevait en 2024 à 12 765 kWh, en baisse de 6,7 % par rapport au pic atteint en 2005^[83], soit 3,67 fois la moyenne mondiale (3 474 kWh en 2023)^[84], supérieure de 96 % à celle de la Chine (6 523 kWh en 2023)^[85] et de 98 % à celle de la France (6 447 kWh en 2024)^[86].

Selon l'Energy Information Administration (EIA), les ventes de détail d'électricité par habitant s'élevaient en 2023 à 11 503 kWh, dont 4 305 kWh dans le secteur résidentiel. L'État le plus consommateur est le Dakota du Nord (35 742 kWh/hab) et le plus sobre est la Californie : 6 109 kWh/hab ; l'État de New York consomme 7 122 kWh/hab, la Floride 11 067 kWh/hab et le Texas 14 738 kWh/hab. La consommation résidentielle par tête la plus élevée est celle de la Louisiane (6 919 kWh/hab) et la plus faible est celle d'Hawaï (1 868 kWh/hab)^[87].

L'EIA estime les consommations des voitures électriques à 11,74 TWh en 2025, dont 8,66 TWh pour les voitures 100 % électriques et 3,08 TWh pour les voitures électriques rechargeables^{[e 13]}.

En 2025, le prix moyen de l'électricité pour les consommateurs finaux était de 13,63 UScents/kWh. Pour les consommateurs du secteur résidentiel, il était de 17,30 UScents/kWh, avec une forte dispersion selon les États : de 11,81 UScents/kWh dans le Dakota du Nord à 40,59 UScents/kWh à Hawaï ; les États qui ont des prix bas sont souvent ceux qui ont de grands barrages hydroélectriques (Washington : 13,11 UScents/kWh) ou des gisements de charbon (Montana : 12,98 UScents/kWh) ou de gaz naturel (Texas : 15,47 UScents/kWh) ; les prix les plus élevés se rencontrent dans les États isolés (Hawaï, Alaska), en Californie (32,54 UScents/kWh) et dans les États du Nord-Est (Massachusetts : 30,48 UScents/kWh, New York : 26,39 UScents/kWh)^{[e 15]}.

• (en) « Electric Power Monthly, February 2026 », Energy Information Administration, dépendant du département de l'Énergie des États-Unis, février 2026 (consulté le 27 avril 2026)

• (en) « 2025 Statistical Review of World Energy » [PDF], sur Energy Institute, 26 juin 2025.

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• (en) EIA, site de l'EIA

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