Électricité aux États-Unis

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[2].

Le réacteur de Shippingport, premier réacteur électronucléaire civil des États-Unis.

Construction mondiale des réacteurs nucléaires. L'accident nucléaire de Three Mile Island, en Pennsylvanie en 1979, marque un tournant.

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 :

1. préfigurer les réacteurs destinés à équiper les porte-avions de l'US Navy ;
2. 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[3]. 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[4]. 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[5].

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[6]. De nombreuses demandes de permis pour de nouveaux réacteurs furent suspendues ou annulées[7]^,[8].

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[9].

Avec 19,5 % de nucléaire et 20,6 % d'énergies renouvelables, la production d'électricité est décarbonée à 40,1 % en 2020[p 1] ; 18 États dépassent même le seuil de 50 % d'électricité décarbonée et 7 autres sont entre 40 et 50 % :

États des États-Unis dont la production d'électricité est majoritairement décarbonée en 2020

GWh	Prod.élec.* [p 3],[p 4]	Nucléaire [p 5]	Renouv. [p 6],[p 4]	dont hydr.* [p 7],[p 8]	dont éolien [p 9]	dont solaire* [p 4],[p 10]	% renouv.	% décarboné
Vermont	2 541		2 541	1 369	384	364	100 %	100 %
Dakota du Sud	17 041		14 211	8 603	5 604	4	83,4 %	83,4 %
Washington	114 453	9 427	85 634	75 506	8 326	297	74,8 %	83,1 %
Maine	10 500		8 309	3 582	2 498	125	79,1 %	79,1 %
Idaho	19 422		15 340	11 355	2 742	652	79,0 %	79,0 %
New Hampshire	16 867	9 865	3 139	1 495	525	157	18,6 %	77,1 %
Oregon	65 117		44 683	33 642	8 550	1 333	68,6 %	68,6 %
Illinois	174 005	100 246	18 249	137	17 111	546	10,5 %	68,1 %
Iowa	59 586	2 905	35 449	861	34 149	235	59,5 %	64,4 %
Kansas	54 391	10 582	23 716	32	23 513	107	43,6 %	63,1 %
Caroline du Sud	98 542	54 751	6 927	2 466	0	2 168	7,0 %	62,6 %
Tennessee	77 612	36 688	10 872	9 640	54	433	14,0 %	61,3 %
New York	134 282	38 470	41 457	31 107	4 952	3 422	30,9 %	59,5 %
Montana	23 764		14 131	11 051	2 992	67	59,5 %	59,5 %
Washington D.C.	327		192			137	58,7 %	58,7 %
Californie	211 608	16 259	100 922	21 405	13 645	48 012	47,7 %	55,4 %
Minnesota	56 682	14 677	16 459	1 149	12 240	1 888	29,0 %	54,9 %
Maryland	37 072	15 081	4 206	1 701	546	1 619	11,3 %	52,0 %
* Prod.élec. = production des centrales + production solaire répartie ; Renouv. = Renouvelables ; hydr. = hydroélectricité (hors pompage). Source : EIA.

A 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[12].

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[13], 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[14].

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[15]^,[16]. 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 %[17]. 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[18].

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[19].

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[20].

Centrale de Castle Gate (190 MW) dans l'Utah en 2007.

centrale de Cumberland, dans l'État du Tennessee, 2 600 MW.

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[21], et sa part dans la production électrique est passée de 52 % en 2000 à 19,1 % en 2020 contre 40,2 % pour le gaz naturel[p 1].

En 2017, le charbon était la source d'énergie la plus utilisée pour la production d'électricité dans 18 états, contre 28 en 2007 ; le gaz naturel était en tête dans 16 états contre 11 en 2007 ; le nucléaire dans 9 états contre 6 en 2007 et l'hydraulique dans 6 états contre 4 en 2007[22].

En 2016, les producteurs d'électricité ont consommé 664,7 Mt (millions de tonnes) de charbon, contre 1 045 Mt lors du pic de 2007 ; au premier semestre 2018, leur consommation encore a baissé de 4,8 %[23].

Principales centrales à charbon aux États-Unis[25]

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

Centrale à gaz naturel de Moss Landing en Californie.

Principales centrales à gaz naturel aux États-Unis[25]

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.

Carte des centrales nucléaires des États-Unis.
source : U.S. Nuclear Regulatory Commission.

Centrale nucléaire Enrico Fermi dans le Michigan

Les centrales nucléaires ont produit 789,9 TWh en 2020, soit 19,5 % de la production nette nationale d'électricité[p 1].

En juillet 2020, avec 95 réacteurs nucléaires en activité totalisant une puissance électrique de 97 154 MW, qui ont produit 809 TWh en 2019, les États-Unis sont au premier rang mondial de la production d'énergie d'origine nucléaire ; 2 réacteurs sont en construction (puissance : 2 234 MW), et 38 ont été arrêtés définitivement (puissance : 17 540 MW)[26]. Les 95 réacteurs américains représentent 21,6 % du nombre total de réacteurs dans le monde, et leur puissance nette totale : 97,15 GW représente 24,95 % du total mondial. Pour comparaison, le numéro deux, la France, a 56 réacteurs d'une puissance totale de 61,37 GW (15,8 %) et la Chine a 48 réacteurs d'une puissance totale de 45,52 GW (11,7 %)[27].

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[28].

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 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[29].

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[30]

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[30].

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[31].

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)[32].

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)[33]. 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[34].

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[35].

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[36].

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[37].

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[30]

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

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[30].

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[30].

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 un telle durée[38]. 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[39], 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[40].

En juillet 2018, l’opérateur américain Exelon a fait la demande d’une prolongation à 80 ans de ses réacteurs 2 & 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[41].

Le 5 décembre 2019, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) octroie aux deux réacteurs de la centrale nucléaire de Turkey Point en Floride une licence[42] 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[43].

Leader mondial dans la filière géothermique, les États-Unis sont également en 2017 au 2^e rang mondial pour l'éolien, le solaire photovoltaïque et la biomasse derrière la Chine ainsi que pour le solaire thermodynamique derrière l'Espagne, et au 4^e pour l'hydroélectricité derrière la Chine, le Canada et le Brésil. Pour l'ensemble des renouvelables, la production d'électricité des États-Unis est au 2^e rang mondial avec 11,5 % du total mondial.

Malgré ce palmarès flatteur, les énergies renouvelables ne fournissaient que 20,6 % de l'électricité du pays en 2020, dont 7,1 % d'hydroélectricité, 8,3 % d'éolien et 3,3 % de solaire[p 1]^,[p 2].

En 2017, dix États produisaient plus de 20 % de leur électricité à partir du vent et du soleil (contre 8 % pour l'ensemble des États-Unis) : Iowa 37 %, Kansas 36 %, Oklahoma 32 %, Dakota du sud 30 %, Dakota du nord 27 %, Vermont 24 %, Californie 22 %, Maine 20 %, Colorado 20 %, Minnesota 20 %[44].

Dans l'été 2020, la Californie qui a fait le pari des énergies renouvelable 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[45].

• (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 2018 le deuxième pays producteur d'électricité à partir de la biomasse : 59,5 TWh (11,5 % du total mondial), derrière la Chine (90,6 TWh) mais devant le Brésil (53,9 TWh) et l'Allemagne (44,7 TWh)[1].

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[46].

Les États-Unis sont le premier pays producteur d'électricité géothermique : 16 930 GWh en 2020 (production nette), en hausse de 9,4 % par rapport à 2019, dont 70,5 % en Californie, 24,5 % au Nevada et 2,1 % dans l'Utah[p 11] ; la part des États-Unis dans la production mondiale était de 21,1 % en 2018, loin devant l'Indonésie, deuxième avec 14,02 TWh[1].

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[47]. 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[48].

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 termes de santé[49].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2020, 27 août 2020, [PDF].

• (en) « Electric Power Monthly, February 2021 », Energy Information Administration, dépendant du département de l'Énergie des États-Unis, février 2021 (consulté le 6 juin 2021)

• (en) « Electric Power Monthly, February 2020 », Energy Information Administration, dépendant du département de l'Énergie des États-Unis, 26 février 2020 (consulté le 23 mars 2020)

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• (en) EIA, site de l'EIA

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