C’est peut-être le cœur de l’été, mais juillet a été agité à Washington. Les perspectives pour les secteurs de l’électricité et des services publics ont été bouleversées par l’adoption récente de la loi One Big Beautiful Bill Act et un décret présidentiel (Executive Order, EO) portant sur les sources d’énergie. Ensemble, ces mesures introduisent une accélération des sorties progressives et potentiellement un durcissement des règles entourant les crédits d’impôt pour les projets solaires et éoliens liés à l’Inflation Reduction Act (IRA) de 2022.

Pour un secteur dont on prévoyait, selon S&P Global, qu’il tirerait 50% de son électricité des énergies renouvelables d’ici 2030 (contre 29% en 2022), ces changements ont des implications majeures pour la capacité énergétique des Etats-Unis (S&P Global, as of 25 July 2025. Renewables include solar, water, wind, battery storage and other).

Pas le pire scénario...

Dans un secteur pris en étau entre les pressions de l’ancienne et de la nouvelle économie, la législation de 2025 a tout de même apporté une certaine visibilité bienvenue à court terme pour les industries de l’énergie et des services publics. Par exemple, les projets solaires et éoliens finalisés d’ici 2027 (voire au-delà, selon certains cas) resteront éligibles aux règles actuelles des crédits d’impôt. A mon sens, en offrant davantage de clarté, le budget permet au marché des renouvelables d’ajuster ses équilibres économiques (par exemple les contrats d’achat d’électricité) pour les projets futurs.

...mais loin d’être idéal

Ce répit a été de courte durée. Un décret signé le 7 juillet a jeté un froid sur les secteurs de l’énergie et des services publics (Executive Order, 7 July 2025. “Ending Market Distorting Subsidies for Unreliable, Foreign Controlled Energy Sources,” Whitehouse.gov.). Il donne au Trésor américain le pouvoir discrétionnaire de modifier les règles déterminant l’éligibilité des projets aux crédits d’impôt au-delà de 2027.

L’un des points les plus susceptibles d’être réexaminés est la disposition dite de «safe harboring». Celle-ci permet de déterminer l’éligibilité d’un projet aux crédits d’impôt en fonction de son degré d’avancement. Selon les règles actuelles, un projet ayant atteint au moins 5% d’achèvement avant 2027 peut bénéficier des crédits IRA, même s’il n’est terminé qu’après cette date. Le décret donne au Trésor un délai de 45 jours pour examiner ces règles et annoncer d’éventuelles modifications.

En résumé : offre, prix, résultats et mix énergétique

Croissance de l’offre remise en cause: selon les prévisions de S&P et BloombergNEF, les États-Unis devraient ajouter environ 500 gigawatts de capacité solaire, éolienne et de stockage par batterie d’ici 2030, alors que la capacité totale installée actuelle est d’environ 1200 gigawatts. La nouvelle législation marque un changement structurel de trajectoire, avec des conséquences notables sur les investissements en infrastructures – y compris dans les actifs de transport et de distribution – ainsi que sur le développement du secteur manufacturier national des renouvelables (comme les panneaux solaires).

Des prix à la consommation plus élevés

La demande d’électricité ne montre aucun signe de ralentissement. A court terme, l’énergie solaire et éolienne constitue la seule source nouvelle capable d’entrer en service rapidement pour maintenir l’équilibre des marchés. Les crédits d’impôt ont été l’outil clé pour accélérer la construction de capacités tout en limitant l’impact sur la facture des consommateurs.

Des résultats plus difficiles à anticiper

Nous pensons que les directions des entreprises du secteur de l’énergie et des services publics adopteront une posture prudente quant à la mise à jour de leurs plans tant que le Trésor n’aura pas précisé les nouvelles règles. Les services publics intégrés verticalement, disposant de portefeuilles importants de projets renouvelables, devraient être moins affectés – ou du moins de manière moins directe – le principal enjeu étant selon nous le coût pour les clients et leur capacité à absorber ces hausses.

Une composition énergétique incertaine

La dynamique de fermeture des centrales à charbon pourrait encore ralentir. Un assouplissement réglementaire, combiné à une hausse des prix de l’électricité, pourrait inciter certaines centrales à prolonger leur activité et à rester intégrées dans le mix énergétique à moyen terme. Cela aurait probablement des conséquences sur les prix à la consommation ainsi que sur les objectifs ESG et de durabilité.

Ce que nous surveillons

Plusieurs facteurs devraient façonner l’équilibre entre l’offre et la demande dans les secteurs de l’énergie et des services publics. Les trois éléments clés à surveiller sont:

• Les éventuelles modifications réglementaires que le Trésor pourrait adopter après sa période d’évaluation;
• De nouvelles règles de l’EPA susceptibles de prolonger l’exploitation des centrales à charbon;
• Les perspectives de la demande d’électricité, fortement liées aux investissements dans la technologie et l’intelligence artificielle.