Le marché de l’électricité aux États-Unis est très fragmenté. Environ deux tiers du pays sont couverts par 7 grands marchés régionaux (RTO/ISO) comme PJM, MISO, CAISO, NYISO ou ERCOT, qui gèrent le réseau de transport et fixent les prix de gros. Le reste du territoire, notamment le Sud-Est, fonctionne encore selon un modèle intégré avec des utilities régulées. La distribution est assurée par près de 3000 acteurs (utilities privées, régies municipales et coopératives rurales), ce qui impose aux entreprises de s’adapter à des cadres locaux très variés. La FERC fixe les règles de transport et de fiabilité, mais son influence reste limitée par le poids des États. Au niveau fédéral, les lois BIL et IRA ont injecté d’importants financements pour les renouvelables et la modernisation du réseau. Elles visent un système largement décarboné d’ici 2035, nécessitant des capacités supplémentaires considérables. En 2025, certaines aides ont toutefois été revues à la baisse, avec un recentrage sur la sécurité énergétique et le nucléaire, ce qui accroît l’incertitude pour les investisseurs. Enfin, les États jouent un rôle déterminant car ils fixent leurs propres objectifs climatiques et normes en complément du fédéral. Certains, comme la Californie, fixent des objectifs ambitieux (100 % d’électricité propre d’ici 2045), tandis que d’autres comme le Texas, privilégient un cadre dérégulé.