L’Agence internationale de l’énergie met en garde : le retour potentiel de Donald Trump à la Maison Blanche pourrait ralentir l’expansion des énergies renouvelables.

Le scénario d’un ralentissement de l’expansion énergétique verte s’impose dans le débat international. L’Agence internationale de l’énergie alerte sur l’impact potentiel d’un retour de Donald Trump à la Maison Blanche sur la dynamique des énergies renouvelables, au moment où la trajectoire mondiale demeure record mais fragile.

Selon les dernières projections, les capacités additionnelles pourraient dépasser 740 GW en 2025, principalement tirées par la Chine, mais l’objectif de tripler les capacités d’ici 2030 s’éloigne. Les orientations de la politique climatique aux États-Unis, conjuguées aux ajustements en Chine, reconfigurent le coût du capital, l’appétit des investisseurs et l’équilibre avec les hydrocarbures.

Sommaire

• Risques identifiés par l’AIE et trajectoire 2025 des renouvelables
• États-Unis : canaux de transmission d’une politique climatique moins favorable
• Macroéconomie de la transition : coût du capital, hydrocarbures et sécurité énergétique
• États-Unis, Chine, Europe : trajectoires contrastées de la transition énergétique

AIE, Donald Trump et Maison Blanche : les risques d’un ralentissement des énergies renouvelables

Le constat de l’Agence internationale de l’énergie est nuancé : la croissance « reste forte » avec plus de 740 GW attendus en ajout net en 2025, après environ 685 GW en 2024, loin des niveaux d’avant-crise de 2019. Néanmoins, l’AIE considère que l’objectif de triplement des capacités mondiales à l’horizon 2030 est désormais plus incertain, en raison de signaux politiques aux États-Unis et en Chine.

La Chine capte près de 60 % de la hausse sur cinq ans, et le solaire représente près de 80 % des ajouts, loin devant l’éolien. Plusieurs analyses convergent sur une décélération globale liée aux arbitrages politiques récents, comme le documentent Sud Ouest, 20 Minutes et RFI. Dans ce contexte, l’éventuel retour ou les premières orientations d’une administration Trump à Washington intensifient le risque d’un ralentissement.

• 740 GW d’ajouts renouvelables en 2025, nouveau record mais trajectoire 2030 fragilisée.
• Poids de la Chine (≈60 %) et domination du solaire (≈80 % des ajouts) dans la transition énergétique.
• Risque politique américain signalé par l’AIE, avec des implications pour les coûts et délais des projets.

Plusieurs médias relaient ces mises en garde, de Le Monde à TVA Nouvelles en passant par L’Union, confirmant le caractère systémique des signaux de marché.

Étude de cas rapide

Un producteur indépendant fictif, Sequoia Power, illustre ces tensions. Son portefeuille solaire + stockage au Texas dépend d’incitations fiscales et d’un accès réseau fluide. En phase d’appel d’offres, une visibilité réduite sur la régulation et les crédits d’impôt allonge sa période de retour et repousse la décision d’investissement.

• Décalage des mises en service face à l’incertitude réglementaire.
• Indexation des contrats d’achat d’électricité moins favorable dans un contexte de risque accru.
• Renégociation des financements due à la réévaluation du profil risque-rendement.

Politique climatique des États-Unis : comment un changement à la Maison Blanche se transmet à l’économie réelle

L’AIE pointe des « changements » politiques susceptibles d’affecter la pipeline de projets. Sans juger du calendrier exact, plusieurs canaux de transmission sont identifiés par les analystes lorsque la politique climatique se durcit : fiscalité des crédits d’impôt, normes, contraintes d’interconnexion, droits de douane et moindre prévisibilité administrative.

Des synthèses récentes soulignent l’effet combiné des revirements américains et des ajustements chinois sur la cadence des projets, comme l’expliquent Yahoo Actualités et Challenges. La variable clé demeure le coût du capital, particulièrement sensible au risque politique.

• Crédits d’impôt et subventions : réexamen, plafonds, conditions d’éligibilité.
• Permis et normes : délais d’octroi, contenu local, seuils environnementaux.
• Accès réseau : files d’attente d’interconnexion, coûts de renforcement.
• Politique commerciale : droits antidumping sur modules solaires et équipements.
• Messages de politique publique : incertitude sur la direction stratégique et le rythme de la transition énergétique.

Le contexte géopolitique ajoute une strate de complexité pour les investisseurs, comme le détaille cette analyse sur les tensions géopolitiques et le commerce, ainsi que l’impératif d’investir dans les renouvelables malgré la volatilité.

Ces arbitrages se reflètent aussi dans les chaînes d’approvisionnement et le stockage d’énergie, deux segments critiques pour l’intégration des parcs, comme l’illustre l’étude sur l’impact des systèmes de stockage. À court terme, les choix américains pèseront sur les coûts marginaux et l’appétit des prêteurs.

• Augmentation du WACC pour les développeurs à l’exposition américaine.
• Révision des prix de vente d’électricité verte dans les PPA long terme.
• Report de projets aux fondamentaux fragiles ou à la structure de coûts tendue.

Transition, hydrocarbures et coût du capital : l’équation macroéconomique qui se recompose

Les signaux adressés par les décideurs américains peuvent réorienter temporairement les flux d’investissement vers les hydrocarbures, surtout si l’incertitude s’installe sur les revenus futurs des actifs renouvelables. Ce débat a resurgi après des prises de position interprétées comme une inflexion par l’AIE sur les nouveaux projets fossiles, discutées par Le Devoir et Connaissance des Énergies.

Du point de vue financier, une hausse du risque politique renchérit le financement, retarde les bouclages et favorise des majors capables d’arbitrer entre portefeuilles fossiles et bas carbone, à l’instar des équilibres décrits pour TotalEnergies. En parallèle, la volatilité des cours, documentée dans une analyse sur la plongée des prix du pétrole, influence les perspectives de rentabilité relative.

• Coût du capital : prime de risque accrue pour les actifs exposés à l’incertitude réglementaire.
• Allocation d’actifs : bascule opportuniste vers des projets à flux plus prévisibles.
• Sécurité énergétique : nécessité d’arbitrer entre diversification et maîtrise des coûts.

Dans les secteurs électro-intensifs, l’accès à une électricité décarbonée, fiable et compétitive devient un facteur de localisation, comme en témoignent les initiatives liées au nucléaire pour l’alimentation des data centers. La cohérence entre signaux politiques et besoins industriels s’impose comme la clé d’une trajectoire de croissance économique soutenable.

Au-delà des chocs conjoncturels, la « rigueur budgétaire » et la « soutenabilité de la dette » conditionnent aussi la capacité publique à soutenir les infrastructures, comme le rappellent ces analyses sur la fiscalité et sur la gestion de la dette. L’enjeu est d’éviter un stop-and-go coûteux pour la compétitivité.

• Articulation entre incitations fiscales et soutenabilité budgétaire.
• Stabilité réglementaire comme actif stratégique de la politique énergétique.
• Signal-prix de long terme pour mobiliser les capitaux privés.

États-Unis, Chine et Europe : trajectoires divergentes de la transition énergétique

Les dynamiques régionales divergent. Les sources citées par L’Union et TVA Nouvelles insistent sur le rôle de la Chine (réseaux saturés, rationnement d’interconnexion) et des États-Unis (signal politique), tandis que l’Europe raffine ses instruments (marché du carbone, taxonomie) et réfléchit à ses chaînes de valeur, parfois dans un contexte de tensions commerciales, comme le montre l’analyse sur les effets d’un protectionnisme éclairé face à la guerre commerciale.

Pour l’industrie, la mutation est tangible : fermetures d’actifs carbonés, recomposition des chaînes et besoin d’électrons décarbonés. Les exemples de l’acier britannique (British Steel) et des stratégies d’investissement européen (actions européennes) illustrent les arbitrages à l’œuvre, avec un rôle croissant du stockage et de l’efficacité énergétique.

• Chine : contrainte réseau et recentrage industriel, d’où un phasage des ajouts.
• États-Unis : sensibilité accrue aux signaux politiques fédéraux et étatiques.
• Europe : approfondissement des cadres de marché et accélération des interconnexions.

À l’échelle microéconomique, les entreprises ajustent leur feuille de route bas carbone. Entre modernisation industrielle et sobriété, l’écart entre discours et exécution persiste, comme le souligne l’analyse des défis de décarbonation. En arrière-plan, le débat sur l’opportunité d’un soutien ciblé aux chaînes locales se heurte aux impératifs de compétitivité et de sécurité d’approvisionnement.

• Accélération des PPA industriels et montée des contrats indexés au CO₂.
• Montée du stockage et du pilotage de la demande pour stabiliser le système.
• Portefeuilles hybrides combinant renouvelables et flexibilité pour sécuriser les cash-flows.

Dans cette recomposition, des éclairages sectoriels et géopolitiques — maritimes, commerciaux ou énergétiques — convergent : la stabilité des règles du jeu demeure l’actif immatériel le plus précieux pour accélérer, plutôt que freiner, la transition énergétique.

• Primauté de la visibilité réglementaire pour ancrer les investissements.
• Coordination réseaux–marchés indispensable pour absorber les volumes.
• Capacités d’ajustement industriel comme baromètre de la compétitivité verte.