Énergie aux États-Unis

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Énergie aux États-Unis
Raffinerie de pétrole à Evansville, Wyoming
Raffinerie de pétrole à Evansville, Wyoming
Bilan énergétique (2011)
Offre d'énergie primaire (TPES) 2 191,2 M tep
(91 740,9 PJ)
par agent énergétique pétrole : 35,9 %
gaz naturel : 26 %
charbon : 21,9 %
électricité : 12,1 %
autres renouvelables : 4,2 %
Énergies renouvelables 6,4 %
Consommation totale (TFC) 1 371,5 M tep
(57 421,8 PJ)
par habitant 7,02 tep/hab.
par secteur ménages : 19,2 %
industrie : 20,9 %
transports : 43 %
services : 15 %
agriculture : 1,1 %
Électricité (2011)
Production 4 349,57 TWh
par filière thermique : 68,1 %
nucléaire : 18,9 %
hydro : 7,9 %
éoliennes : 2,8 %
biomasse/déchets : 1,8 %
autres : 0,6 %
Combustibles (2011)
Production pétrole : 361 Mt
gaz naturel : 531 Mtep
charbon : 536 Mtep
Commerce extérieur (2011)
Importations électricité : 52,3 TWh
pétrole : 531,2 Mtep
gaz naturel : 80,6 Mtep
charbon : 8,2 Mtep
Exportations électricité : 15,0 TWh
pétrole : 12,8 Mtep
gaz naturel : 34,6 Mtep
charbon : 63,4 Mtep
Sources
IEA[1]

Le secteur de l'énergie aux États-Unis est marqué par la prépondérance des combustibles fossiles (78,7 % de la production d'énergie primaire et 81,9 % de la consommation d'énergie primaire en 2013) : pétrole (19,3 % de la production, 36,1 % de la consommation), de charbon (24,7 % et 18,5 %) et de gaz naturel (34,6 % et 27,4 %). Le nucléaire assure 10,1 % de la production, couvrant 8,5 % de la consommation ; les énergies renouvelables fournissent 11,2 % de la production, couvrant 9,4 % de la consommation.

La puissance de ce secteur est mise en évidence par les classements internationaux : les États-Unis figurent au 1er rang mondial pour la production de gaz naturel, de produits pétroliers, d'électricité nucléaire, éolienne, géothermique et à base de biomasse, au 2e rang mondial pour la production de charbon et la production totale d'électricité, au 3e rang mondial pour la production de pétrole et pour celle d'électricité solaire, etc.

La consommation par habitant des États-Unis est très élevée : 7,02 tonnes d'équivalent pétrole (tep) en 2011, soit 3,7 fois la moyenne mondiale (1,88 tep/hab.).

De ce fait, les États-Unis sont, malgré leurs vastes ressources, globalement importateurs nets d'énergie depuis 1953 ; leur taux de dépendance a culminé à 30,1 % en 2005, puis a rapidement reculé jusqu'à 13,1 % en 2013 grâce à la baisse de consommation produite par la crise de 2008 et à la remontée des production de pétrole et de gaz naturel rendue possible par les techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique.

Au niveau institutionnel, l'énergie est du ressort du Département de l'Énergie, qui gère entre autres la réserve stratégique de pétrole.

Non signataire du Protocole de Kyoto sur le réchauffement climatique, et second émetteur de dioxyde de carbone (5 287 millions de tonnes CO2eq en 2011 ; 16,94 tonnes par habitant) après la Chine (7 955 MtCO2eq ; 5,92 t/hab), les États-Unis commencent toutefois, au niveau municipal ou des États fédérés, à mettre en place quelques programmes de réduction des gaz à effet de serre, tels que le Regional Greenhouse Gas Initiative.

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Selon les statistiques 2013 de l'Agence Internationale de l’Énergie et celles d'Observ'ER, les États-Unis se classent aux tous premiers rangs pour la plupart des indicateurs du domaine de l'énergie:

Place des États-Unis dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Pétrole brut[K 1] Production 3e 2012 387 Mt 9,3 % 1er : Arabie saoudite, 2e : Russie
Importation nette 1er 2011 500 Mt 24 % 2e : Chine
Gaz naturel[K 2] Production 1er 2012 681 Mds m³ 19,8 % 2e : Russie (656 Mds m³)
Importation nette 6e 2012 43 Mds m³ 5,2 % 1er : Japon (122 Mds m³)
Charbon[K 3] Production 2e 2012 935 Mt 11,9 % 1er : Chine (3549 Mt)
Exportation nette 3e 2012 106 Mt 9,1 % 1er : Indonésie (383 Mds m³)
Nucléaire[K 4] Production 1er 2011 821 TWh 31,8 % 2e : France (442 TWh)
Puissance installée 1er 2011 102 GW 27,6 % 2e : France (63 GW)
% nucléaire/élec* 4e 2011 19,0  % 1er : France (79,4 %)
Hydroélectricité[K 5] Production[O 1] 4e 2012 298,1 TWh 8,1 % 1er : Chine (823,3 TWh)
Puissance installée 2e 2010 101 GW 10,1 % 1er : Chine (194 GW)
% hydro/élec 10e 2011 7,9  % 1er : Norvège (95,3 %)
Produits pétroliers[K 6] Production 1er 2011 824 Mt 21,1 % 2e : Chine (417 Mt)
Exportation nette 2e 2011 61 Mt 11,8 % 1er : Russie (100 Mt)
Prod.élec.fossiles**[K 7] Charbon/lignite 2e 2011 1875 TWh 20,5 % 1er : Chine (3723 TWh)
Pétrole 6e 2011 40 TWh 3,8 % 1er : Japon (153 TWh)
Gaz naturel 1er 2011 1045 TWh 21,5 2e : Russie (519 TWh)
Électricité[K 8] Production 2e 2011 4327 TWh 19,6 % 1er : Chine (4716 TWh)
Importation nette 2e 2011 37 TWh 13 % 1er : Italie (46 TWh)
Énergie éolienne[O 2] Production 1er 2012 140,9 TWh 26,4 % 2e : Chine (118,1 TWh)
Biomasse[O 3] Production élec. 1er 2012 63,3 TWh 19,4 % 2e : Brésil (42 TWh), 3e : Allemagne (41,4 TWh)
Géothermie[O 4] Production élec. 1er 2012 19,6 TWh 27,9 % 2e : Philippines (10,2 TWh)
Solaire[O 5] Production élec. 3e 2012 15,0 TWh 14,3 % 1er : Allemagne (28,0 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Des changements importants ont eu lieu en 2011-2012 :

  • forte hausse de la production de pétrole (+11,8 % en 2012) et de gaz (+4,6 % en 2011) grâce aux pétrole et gaz de schiste ;
  • baisse des importations de pétrole (-2,5 % en 2011) et de gaz (-22 % en 2012 - passage du 4e au 6e rang) ;
  • charbon : forte baisse de la production (-6,9 % en 2012), forte hausse des exportations (+24,7 % en 2012), forte baisse de la production d'électricité à base de charbon (-6 %), conséquences de la concurrence du gaz de schiste ;
  • électricité : la Chine ravit aux États-Unis le 1er rang des producteurs d'électricité.

Histoire[modifier | modifier le code]

Le graphique ci-dessus[2] met en évidence la succession des énergies dominantes aux États-Unis :

L'âge du bois[modifier | modifier le code]

Le Moulin Anderson (Texas) construit dans les années 1850 pour moudre le maïs et égrener le coton (reproduction réalisée en 1965 lorsque l'original fut noyé par le réservoir de Lake Travis).

Depuis sa fondation jusqu'au milieu du XIXe siècle, les États-Unis étaient un pays largement agricole avec d'abondantes forêts. Pendant cette période, la consommation d'énergie se concentrait pour l'essentiel sur le bois pour les applications thermiques (chauffage, vapeur…) et sur la traction animale pour les transports et l'agriculture (labourage) ; l'énergie éolienne était utilisée sous forme de moulin à vent et l'énergie hydraulique sous forme de moulin à eau.

L'âge du charbon (1885-1948)[modifier | modifier le code]

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L'industrialisation rapide de l'économie, l'urbanisation et le développement des chemins de fer conduisirent à un usage croissant de charbon, qui vers 1885 dépassa le bois comme principale source d'énergie primaire.

Les conditions de travail alors très dures dans les mines causèrent de nombreuses grèves, en particulier la grève des mineurs de charbon de 1894 (Bituminous Coal Miners' Strike), lancée par le syndicat United Mine Workers (UMW) à peine trois ans après sa fondation, qui mobilisa 180 000 mineurs et stoppa la production de charbon des Appalaches au Colorado pendant huit semaines[4] et des émeutes nommées « guerres du charbon » (coal wars) de 1890 à 1930, en particulier dans les Appalaches, mais aussi au Colorado : la « guerre de Coal Creek » déclenchée en 1891 par la décision des propriétaires de mines de charbon de la vallée de Coal Creek dans le Comté d'Anderson (Tennessee), de remplacer les mineurs par des bagnards ; les mineurs prirent les armes et, pendant plus d'un an, attaquèrent et incendièrent prisons et bâtiments des compagnies, libérant des centaines de prisonniers ; ces émeutes firent des dizaines de victimes parmi les mineurs et les soldats[5]. Le massacre de Lattimer, mine de charbon près de Hazleton en Pennsylvanie, eut lieu le 10 septembre 1897 : un groupe de supplétifs enrôlés par le shérif du Comté de Luzerne ouvrit le feu sur un cortège de 150 mineurs grévistes, en tuant 19 et en blessant plusieurs dizaines ; les victimes étaient des immigrés récents d'Europe centrale : Polonais, Slovaques, Lituaniens et Allemands[6],[7] ; en 1914, au cours d'une autre grève de l'UMW dans le Colorado contre la Colorado Fuel and Iron de la famille Rockfeller, entre 19 et 25 personnes, dont 2 femmes et 11 enfants, furent massacrés le 20 avril par les gardes de la compagnie ; en représailles, les mineurs prirent les armes et attaquèrent des dizaines de mines de la région ; en 10 jours, cette « guerre » fit entre 69 et 199 morts selon les estimations ; Thomas G. Andrews la décrit comme la « grève la plus meurtrière de l'histoire des États-Unis »[8].

Le charbon resta dominant sur les 7 décennies suivantes, puis vers 1950, il fut surpassé à son tour par le pétrole, puis dans les années 1960 également par le gaz naturel, mais sa consommation continua à croître jusqu'à un premier pic lors du premier choc pétrolier ; après une quinzaine d'années de recul, il recommença à croître à la fin des années 1980, jusqu'à 2010.

L'âge du pétrole (et du gaz naturel)[modifier | modifier le code]

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Le 28 août 1859, George Bissell et Edwin Drake utilisent pour la première fois avec succès une machine de forage sur un puits creusé spécialement pour la production de pétrole, à Oil Creek près de Titusville (Pennsylvanie). Ce fut une date marquante dans l'expansion de la prospection pétrolière sur tout le territoire américain. Le 10 janvier 1901, le capitaine Anthony Francis Lucas, qui avait creusé un puits de prospection à Spindletop Hill, au sud de Beaumont (Texas), voit un énorme geyser jaillir de son puits, projetant 6 tonnes de tuyaux par-dessus le derrick. Cet évènement déclenche une frénésie de forages.

Au début du XXe siècle, le pétrole était une ressource utilisée pour la fabrication de lubrifiants et comme combustible pour les lampes à huile et à kérosène (« pétrole lampant »). Un demi-siècle plus tard, il était devenu la source d'énergie prédominante pour les États-Unis comme pour le reste du monde. Cette ascension a été parallèle à celle de l'automobile, élément fondamental de la culture et de l'économie américaines.

Alors que le pétrole est aussi utilisé comme matière première pour la chimie et alimente divers process industriels, les 2/3 de sa consommation aux États-Unis prennent la forme de carburants pour le transport[9]. Les qualités du pétrole pour les usages moteurs en termes de contenu énergétique, de coût de production et de rapidité de réapprovisionnement ont contribué à en faire le combustible le plus utilisé.

Dès les débuts du XIXe siècle, le gaz de houille est distillé pour servir à l'éclairage, remplaçant l'huile de baleine, et comme gaz de ville. Le gaz naturel est utilisé pour la première fois en Amérique pour l'éclairage en 1816[10] ; moins polluant et plus facilement transportable que le charbon, il le remplacé peu à peu comme ressource favorite pour le chauffage des logements, commerces et bureaux, ainsi que pour les fours industriels.

L'âge du trio fossile (pétrole-charbon-gaz naturel)[modifier | modifier le code]

Le pétrole connait (ainsi que le gaz naturel) un premier recul après le premier choc pétrolier, qui stimule la relance du charbon et déclenche le décollage du nucléaire, puis un 2e recul plus marqué (près de 20 %) au début des années 1980, consécutif au deuxième choc pétrolier, à la suite duquel le total charbon + gaz dépasse le pétrole, et enfin un nouveau recul lié à la crise économique à partir de 2008 ; on observe depuis quelques années le décollage, certes encore timide mais vigoureux, des énergies renouvelables.

Bien que la consommation totale d'énergie ait augmenté d'un facteur de 50 environ entre les recensements de 1850 et de 2000, la consommation d'énergie par habitant n'a augmenté que d'un facteur de quatre ; elle a atteint un pic à 8 438 kg/hab en 1978, et en 2011, elle avait décliné de 16,2% par rapport à ce pic, à 7 069 kg/hab, revenant ainsi au niveau de 1968[11].

Histoire de l'hydroélectricité aux États-Unis[modifier | modifier le code]

Histoire du nucléaire aux États-Unis[modifier | modifier le code]

Histoire de la politique énergétique des États-Unis au XXe siècle[modifier | modifier le code]

La tradition américaine de non-intervention de l'État dans l'économie est de règle dans le secteur des énergies fossiles, avec cependant des exceptions de plus en plus amples liées aux crises successives de l'approvisionnement énergétique du pays :

  • Pendant la Seconde Guerre mondiale, le président Roosevelt établit en 1941 l' Office of Petroleum Coordinator for National Defense pour contrôler tout le secteur pétrolier ; en 1943, l'oléoduc Big Inch est construit par une compagnie d'État, reliant les gisements texans à Philadelphie, puis au New-Jersey en 1944, servant d'alternative de transport aux pétroliers coulés par les sous-marins allemands, et permettant de raccourcir la route maritime pour l'approvisionnement de l'Europe[12].
  • Le 7 novembre 1973, en réaction à l'embargo pétrolier imposé par les membres arabes de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole, qui a provoqué le premier choc pétrolier, le président Nixon a lancé le Project Independence, qui visait à assurer l'indépendance énergétique des États-Unis à l'horizon 1980, par le développement d'un éventail de mesures d'économie d'énergie et de reconversions énergétiques, dont la limitation de vitesse sur les autoroutes à 55 mi/h (90 km/h), la conversion des centrales thermiques au fioul vers le charbon, la mise en service de l'oléoduc trans-Alaska et le financement d'infrastructures de transport en commun par la ré-allocation de certains budgets fédéraux alloués à la construction d'autoroutes. Le 4 décembre 1973, le Federal Energy Office remplace l'Energy Policy Office et est chargé de rationner les livraisons de pétrole aux raffineurs et aux consommateurs et de contrôler les prix du pétrole et de l'essence[13].
  • Le 22 décembre 1975, le président Ford signe le Energy Policy and Conservation Act, prolongeant les contrôles des prix pétroliers jusqu'en 1979, imposant des normes d'économie de carburant automobile et autorisant la création de la réserve stratégique de pétrole ; les contrôles de prix ont été levés partiellement en 1979 par le président Carter[13] et complètement en 1981 par le président Reagan[14].
  • Le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[13] :
    • le Power Plant and Industrial Fuel Use Act qui restreignait la possibilité de construction de nouvelles centrales utilisant le pétrole ou le gaz naturel (cette loi fut abrogée en 1987) ;
    • le Energy Tax Act, qui créait une taxe sur les véhicules gaspilleurs de carburant (gas-guzzlers tax).
  • Le 30 juin 1980, le président Carter signe l'Energy Security Act, qui créait la U.S. Synthetic Fuels Corporation pour lancer la production de combustibles synthétiques, par gazéification de lignite et de charbon, afin de réduire les importations[13]. Cette entreprise fut abolie par le président Reagan en 1985.

Dans le secteur électrique, c'est l'intervention de l'État (surtout des États fédérés) qui est la règle, la fourniture d'électricité étant réglementée au niveau de chaque État et contrôlée par les Public utilities commission ; les entreprises électriques appelées public utilities, qu'elles soient publiques ou privées (ou encore parfois coopératives, dans les zones rurales), sont considérées comme remplissant des missions d'intérêt général, en particulier le transport et la distribution d'électricité, qui sont considérés comme des monopoles naturels ; l'intervention publique s'est généralisée pendant les années 1930, en réaction à la crise de 1929, dans le cadre du New Deal :

  • le Public Utility Holding Company Act (PUHCA, littéralement : Loi sur les sociétés holdings chargées d'un service public), voté en 1935 par le Congrès des États-Unis, limitait l'activité des groupes opérant dans les services publics, notamment les groupes électriques, à un seul État, prévoyant si nécessaire des mesures de cession d'actif ; il s'agissait alors de soumettre les sociétés concernées à la régulation sectorielle, notamment tarifaire, qui s'exerce au niveau des États ; la loi imposait de plus le recentrage des activités de ces entreprises sur le domaine régulé, prévoyant une approbation préalable de la Securities and Exchange Commission (SEC) avant tout engagement dans des activités non régulées et, le cas échéant, une séparation stricte entre activités régulées et non régulées ;
  • afin de redresser l'économie et de lutter contre le chômage, des programmes de grands travaux ont été lancés ; le plus important dans le domaine de l'énergie fut la Tennessee Valley Authority (TVA), entreprise publique fédérale créée en 1933 par le président Franklin Delano Roosevelt dans le but de sortir la région de sa misère en créant des milliers d'emplois[15]. Dans le même esprit, la construction, à l'initiative du Bureau of Reclamation, du Barrage Hoover sur le fleuve Colorado ainsi que celle des barrages de Bonneville et de Grand Coulee dans le cadre de l'aménagement hydroélectrique du bassin du fleuve Columbia, ont créé de nombreux emplois (voir Histoire de l'hydroélectricité aux États-Unis).

L'après-guerre est surtout marqué par le développement de l'énergie nucléaires : l' Atomic Energy Act de 1946 transfère toutes les activités concernant l'énergie atomique à l' Atomic Energy Commission nouvellement créée. En 1947 est inauguré au Brookhaven National Laboratory le Graphite Research Reactor, le premier réacteur construit dans le seul but d'explorer les usages pacifiques de l'atome[12]. En 1951, le réacteur surgénérateur expérimental N°1 stué dans la National Reactor Testing Station près d'Arco, dans l'Idaho, produit le premier courant électrique nucléaire ; en 1954, le président Eisenhower signe l' Atomic Energy Act de 1954, ouvrant la voie au développement d'un programme civil nucléaire ; en 1957, le réacteur nucléaire de Shippingport, première centrale nucléaire de taille industrielle au monde, entre en fonction à Shippingport, en Pennsylvanie. En 1961, le premier générateur thermoélectrique à radio isotope pour applications spatiales, fournissant de l'électricité pour vaisseau spatial par conversion directe de la chaleur produite par la désintégration de l'oxyde de plutonium-238 en électricité, est lancé sur le vaisseau spatial Navy Transit 4A. En 1963, la Jersey Central Power and Light Company annonce l'achat d'une centrale de 515 MW à General Electric, première centrale nucléaire choisie sur des fondements purement économiques sans aide du gouvernement et en concurrence directe avec une installation conventionnelle[16].

Le Clean Air Act de 1963 signé par le président Johnson établit des normes de contrôle de la pollution de l'air, interdit la production de moteurs utilisant de l'essence au plomb, encourage les véhicules à combustibles propres (GNV, éthanol, GPL, électricité, etc).

Le 1er janvier 1969, le président Johnson signe le National Environmental Policy Act, créant l'Environmental Protection Agency (EPA) qui sera mise en place en 1970 sous la présidence Nixon[16].

Dans les années 1970, après les chocs pétroliers, la préoccupation principale est de combattre la dépendance croissante du pays aux importations de pétrole :

  • le 24 mars 1977, l'Energy Research and Development Administration annonce la création du Solar Energy Research Institute, institut fédéral dédié à la recherche et au développement de solutions pour la maîtrise et l'utilisation de l'énergie solaire, à Golden dans le Colorado[13].
  • le 4 août 1977, le président Carter signe le Department of Energy Organization Act, qui crée le Department of Energy (DOE) (ministère de l'énergie) par la fusion de services issus d'une douzaine de départements et agences, en particulier la Federal Energy Administration et l'Energy Research and Development Administration ; le DOE reçoit également la responsabilité du programme d'armement nucléaire[13].
  • le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[13] :
    • le Public Utilities Regulatory Policy Act (PURPA), qui constitue le premier acte du processus de déréglementation du secteur électrique, jusqu'alors organisé en monopoles locaux au niveau des États fédérés : les public utilities ; cette loi PURPA autorise la création de non-utility generators ("NUGs") (appelés aussi Independent Power Producer -IPP), c'est-à-dire de producteurs indépendants des public utilities, brisant ainsi leur monopole ; PURPA encourageait également le développement de la cogénération en imposant aux public utilities une obligation d'achat de la production des centrales de cogénération des NUGs dès lors que leur coût de production est inférieur à celui de la public utility (coût évité) ; PURPA encourageait également l'hydroélectricité et les énergies renouvelables ; elle interdisait les tarifs promotionnels dégressifs qui favorisaient les fortes consommations ;
    • le Energy Tax Act, qui créait une taxe sur les véhicules gaspilleurs de carburant (gas-guzzlers tax) et encourageait les économies d'énergie et les énergies renouvelables par des crédits d'impôt sur le revenu.
  • le 30 juin 1980, le président Carter signe l'Energy Security Act, qui visait à stimuler le développement des énergies renouvelables (biomasse, solaire, géothermie, conversion de l'énergie thermique des océans), en particulier par des garanties d'emprunts[13].

Les années 1980 et 1990 sont marquées par la "révolution conservatrice" contre les excès de l'intervention étatique : la déréglementation lancée en 1978 par la loi PURPA du président Carter est poursuivie et approfondie par ses successeurs républicains :

  • en mai 1982, le président Reagan proposa une loi transférant la plupart des responsabilités du DOE au Department of Commerce, mais le Congrès ne parvint pas à finaliser une décision sur ce projet[14].
  • le 24 octobre 1992, le président Bush (père) signe le Energy Policy Act 1992, qui amende les lois PUHCA de 1935 et PURPA de 1978 pour accroître la concurrence, et promeut l'efficacité énergétique, en particulier dans les bâtiments, les biocarburants et les véhicules électriques[17].

En 1992, l'Environmental Protection Agency et le Department of Energy lancent le label et le système de normes d'efficacité énergétique Energy Star, qui ont été adoptés en 2001 par l'Union européenne[18].

À partir de la présidence Clinton apparait le thème du réchauffement climatique :

  • peu après son élection, le président Clinton annonce le 21 avril 1993 que les États-Unis stabiliseront leurs émissions de gaz à effet de serre aux niveaux de 1990 d'ici l'an 2000. Le 19 octobre 1993, il dévoile, avec le vice-président Al Gore, le Climate Change Action Plan, soulignant des mesures volontaristes pour stabiliser les émissions de gaz à effet de serre[17].
  • le 12 novembre 1998, les États-Unis signent le protocole de Kyoto[19] ; mais cette signature n'a jamais pu être ratifiée, le Sénat l'ayant rejeté parce que 1) il n'exige pas de réductions d'émissions des pays en développement et 2) "causerait de sérieux dommage à l'économie des États-Unis"[20].
  • le 21 juin 1999, le DOE annonce la Wind Powering America Initiative (WPAI), conçue pour accroître significativement l'utilisation de l'énergie éolienne aux États-Unis au cours de la décennie suivante ; le 18 septembre 1999, le plus grand parc éolien du monde, utilisant des turbines développées et testées conjointement par le DOE et Enron Wind Corporation, est inauguré à Storm Lake dans l'Iowa, dans le cadre de cette WPAI.

Production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Production d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Énergie 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013 Δ 2013*
Charbon 14,06 10,82 14,61 18,60 22,49 22,74 23,49 23,85 21,62 22,04 22,22 20,68 20,25 24,7 % -2 %
Gaz naturel 6,23 12,66 21,67 19,91 18,33 19,66 19,79 20,70 21,14 21,81 23,41 24,63 24,89 30,4 % +1 %
Pétrole 11,45 14,93 20,40 18,25 15,57 12,36 10,75 10,61 11,33 11,58 11,97 13,77 15,78 19,3 % +15 %
NGPL** 0,82 1,46 2,51 2,25 2,17 2,61 2,41 2,42 2,57 2,78 2,97 3,25 3,47 4,2 % +7 %
ss-total fossiles 32,56 39,87 59,19 59,01 58,56 57,37 56,44 57,59 56,67 58,21 60,56 62,33 64,39 78,7 % +3 %
Nucléaire - 0,01 0,24 2,74 6,10 7,86 8,46 8,43 8,36 8,43 8,27 8,06 8,27 10,1 % +3 %
Hydroélectricité 1,42 1,61 2,63 2,90 3,05 2,81 2,45 2,51 2,67 2,54 3,10 2,63 2,56 3,1 % -3 %
Géothermie - - 0,006 0,05 0,17 0,16 0,19 0,19 0,20 0,21 0,21 0,21 0,22 0,3 % +5 %
Solaire - - - - 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,13 0,17 0,23 0,32 0,4 % +39 %
Éolien - - - - 0,03 0,06 0,34 0,55 0,72 0,92 1,17 1,34 1,60 1,9 % +19 %
Biomasse 1,56 1,32 1,43 2,48 2,74 3,01 3,48 3,88 3,97 4,33 4,52 4,42 4,49 5,5 % +2 %
ss-total renouvelables 2,98 2,93 4,07 5,43 6,04 6,10 6,53 7,22 7,65 8,13 9,17 8,84 9,19 11,2 % +4 %
Total production 35,54 42,80 63,50 67,18 70,70 71,33 71,42 73,23 72,68 74,77 78,00 79,23 81,85 100,0 % +3 %
% renouvelables 8,4 % 6,8 6,4 8,1 8,5 8,6 9,1 9,9 10,5 10,9 11,8 11,2 11,2
* Δ 2013 = variation 2013/2012
** NGPL : hydrocarbures liquides issus du traitement du gaz naturel (éthane, propane, butane, etc)
Source : Energy Information Administration [21]

On notera :

  • la prédominance des combustibles fossiles : 78,7 % ;
  • la forte progression du gaz naturel en 2011 : +7 % et en 2012 : +5 %, mais 2013 est marqué par un très net ralentissement : +1 % seulement ;
  • la remontée encore plus dynamique du pétrole : +15 % en 2013 et +49 % en 5 ans ; le boom du schiste repose autant, sinon plus, sur le pétrole de schiste que sur le gaz de schiste ;
  • la prédominance de la biomasse parmi les énergies renouvelables : 49 % ; il s'agit pour près de moitié des biocarburants, dont le caractère renouvelable est très contesté ;
  • la progression du solaire et de l'éolien, très vive en pourcentage mais modeste en valeur absolue, et en partie compensée par une faible hydraulicité ;
  • la stagnation de la part des renouvelables depuis trois ans, du fait de la forte remontée des fossiles.

Importations, exportations et degré de dépendance[modifier | modifier le code]

Importations et exportations d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Énergie 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013 Δ 6 ans*
Importations
Charbon 0,02 0,01 0,005 0,05 0,09 0,41 0,97 0,57 0,51 0,36 0,24 0,21 0,9 % -78 %
Gaz naturel - 0,16 0,85 1,01 1,55 3,87 4,72 3,85 3,83 3,56 3,22 2,96 12,0 % -37 %
Pétrole brut 1,06 2,20 2,81 11,19 12,77 19,78 21,91 19,70 20,14 19,59 19,24 17,03 69,4 % -22 %
Produits pétroliers 0,83 1,80 4,66 3,46 4,35 4,75 6,87 5,38 5,23 5,01 4,13 4,07 16,6 % -41 %
Biocarburants - - - - - 0,0004 0,05 0,03 0,004 0,02 0,05 0,07 0,3 % +20 %
Électricité 0,007 0,02 0,02 0,09 0,06 0,17 0,18 0,18 0,15 0,18 0,20 0,22 0,9 % +24 %
Total importations 1,91 4,19 8,34 15,80 18,82 28,97 34,70 29,71 29,88 28,72 27,07 24,54 100 % -29 %
Exportations
Charbon 0,80 1,03 2,00 2,47 2,79 1,56 1,54 1,55 2,14 2,77 3,11 2,92 24,7 % +89 %
Gaz naturel 0,03 0,01 0,07 0,05 0,09 0,25 0,83 1,08 1,15 1,52 1,63 1,59 13,4 % +91 %
Pétrole brut 0,20 0,02 0,03 0,61 0,23 0,11 0,06 0,09 0,09 0,10 0,14 0,25 2,2 % +337 %
Produits pétroliers 0,44 0,41 0,52 0,55 1,59 2,05 2,95 4,15 4,75 5,90 6,35 6,93 58,7 % +135 %
Biocarburants - - - - - - 0,04 0,04 0,05 0,11 0,08 0,08 0,6 % +110 %
Électricité - 0,003 0,01 0,01 0,06 0,05 0,07 0,06 0,07 0,05 0,04 0,04 0,3 % -44 %
Total exportations 1,47 1,48 2,63 3,69 4,75 4,01 5,48 6,97 8,23 10,46 11,36 11,80 100 % +115 %
Solde import.r (a) 0,45 2,71 5,71 12,10 14,06 24,97 29,22 22,74 21,64 18,26 15,72 12,74 -56 %
Conso.éner. prim. (b) 34,62 45,09 67,84 78,07 84,49 98,81 101,32 94,60 98,02 97,46 95,02 97,34 -3,9 %
Taux dép.ce (a/b) 1,3 % 6,0 % 8,4 % 15,5 % 16,6 % 25,3 % 28,8 % 24,0 % 22,1 % 18,7 % 16,5 % 13,1 %
* Δ 6 ans = variation 2013/2007 ; Taux de dépendance (a/b) = solde importateur (a) / consommation d'énergie primaire (b).
Source : Energy Information Administration (import[22] et export[23]).

Le taux de dépendance des États-Unis, après avoir été brièvement négatif en 1949,1951 et 1952, s'est accru progressivement ; dès que la production a réduit son rythme de croissance, en 1970, il a décollé : de 6,5 % des besoins en 1970, il est passé à 23 % en 1977 ; après avoir reculé rapidement jusqu'à 9,9 % en 1982 et 1985 du fait de la forte baisse de consommation produite par le deuxième choc pétrolier et la crise monétaire qui s'ensuivit, il a repris son ascension jusqu'à son record de 30,1 % en 2005 ; depuis lors, il n'a cessé de baisser grâce à la conjugaison de l'essor de la fracturation hydraulique et du recul des consommations d'énergie ; mais les prévisions de l'EIA prévoient un ralentissement de cette baisse du taux de dépendance, puis sa stabilisation à 3-4 % en 2035-2040[24].

Utilisation totale d'énergie primaire aux États-Unis, 1960-2011
source données : Banque Mondiale, indicateurs de développement[25]

Le graphique ci-contre utilise les données ci-dessus pour les années 1960 à 2011 ; on y voit la croissance rapide de la consommation totale d'énergie primaire des États-Unis de 1960 à 1978 ; après le recul de 10,5 % en 4 ans lié au deuxième choc pétrolier, elle repart avec un rythme moins rapide jusqu'au record historique de consommation de 2007, suivi d'une baisse de 7,4 % en 2 ans lors de la crise de 2008. On remarque aussi la très nette cassure dans la courbe de la production américaine en 1970, date à partir de laquelle la production régresse légèrement (-3 % en 5 ans), puis repart mais avec un taux de croissance faible (0,5 % l'an sur 30 ans) jusqu'en 2005, après quoi la croissance s'accélère sous l'effet du développement des gaz de schiste.

Énergies fossiles[modifier | modifier le code]

Selon les prévisions 2014 de l'EIA, les États-Unis resteront importateurs nets d'énergie jusqu'à 2040, mais la part de leurs importations nettes dans leur consommation, qui avait atteint 30 % en 2005, puis était tombée à 16 % en 2012, va continuer à se réduire jusqu'à 3 % en 2035, puis remontera à 4 % en 2040 ; pour le pétrole, la dépendance aux importations, ramenée de 60 % en 2005 à 40 % en 2012, s'abaissera jusqu'à 25 % en 2016, puis remontera à 32 % en 2040 ; pour le gaz, les États-Unis deviendront exportateurs nets de GNL dès 2016, puis exportateurs nets de gaz naturel en 2018[24].

Selon une étude publiée en 2012 par Mark J. Perry, professeur d'économie à l'université du Michigan et membre du think tank « American Enterprise Institute », l'exploitation d'énergies fossiles des États-Unis a augmenté de 12 % entre 2005 et 2012. Les débats de la campagne présidentielle de la même année ont évoqué un retour à l'autosuffisance entre 2020 et 2030[26]. La même année, l'Agence internationale de l'énergie estime que ce pays redeviendra le premier producteur mondial de pétrole et de gaz à la fin des années 2010.

Pétrole[modifier | modifier le code]

L'Energy Information Administration fournit les chiffres clés du pétrole aux États-Unis pour 2012[27] :

  • production : 8,90 millions de barils/jour ;
  • importations nettes : 7,39 Mbl/j (importations de brut : 8,53 Mbl/j ; importations de produits pétroliers : 2,07 Mbl/j ; exportations : 3,21 Mbl/j) ;
  • principal fournisseur : Canada (2,95 Mbl/j) ; importations de l'OPEP : 4,03 Mbl/j ;
  • taux de dépendance pétrolier net : 40 % ;
  • consommation : 18,49 Mbl/j, dont 70 % pour les transports ;
  • réserves prouvées fin 2011 : 26,5 milliards de barils
  • nombre de raffineries : 143.

Réserves et production de pétrole[modifier | modifier le code]

Production et importations de pétrole brut des États-Unis de 191O à 2012 en millions de barils/jour.
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables des États-Unis à fin 2011 étaient de 4,2 milliards de tonnes (30,9 milliards de barils), au 10e rang mondial : 2,3 % du total mondial (le no 1, l'Arabie saoudite, a 36,2 Mds tonnes, soit 20 %), et sa production de 352 Mt (3e rang mondial), ce qui laissait seulement 11,5 ans de réserves[28].

La production de pétrole des États-Unis a atteint son maximum en 1971. Depuis, le pays importe une part grandissante de ses approvisionnements et en 2009 le pays achète 70 % de son pétrole à l'étranger[29]. La dépendance énergétique du pays est donc forte, et explique selon certains analystes la présence militaire importante, à l'étranger, des États-Unis (guerre du Golfe)[30].

Durant la période 1980-2010, les États-Unis ont dû importer pour un minimum, en 1983, de 1 843 744 000 barils de produits pétroliers et un maximum, en 2005 de 5 003 082 000 barils[31].

L'importance du secteur automobile américain, lié au modèle urbain favorisant les banlieues (suburbs) et conurbations, est l'un des facteurs de l'importance du pétrole pour ce pays. L'Energy Independence and Security Act of 2007 (en), qui met entre autres l'accent sur les énergies renouvelables, tout comme une série de mesures visant à réduire la dépendance au pétrole qui ont été adoptées depuis le premier choc pétrolier tels le Project Independence, vise à réduire cette dépendance énergétique.

Malgré tout, les États-Unis demeurent l'un des plus importants pays producteurs de pétrole, de l'ordre de 6 millions de barils par jour en 2012, chiffre qui n'avait pas été atteint depuis 1998[32]. La région du Golfe du Mexique (Thunder Horse) demeure toujours la plaque tournante de l'industrie américaine, mais une partie importante des approvisionnements domestiques sont acheminés par l'oléoduc trans-Alaska, qui facilite l'accès à la production des gisements pétroliers de la région de Prudhoe Bay, en Alaska.

Dans son rapport 2012, l'Agence internationale de l'énergie déclare qu'en 2017 avec la hausse de la production en cours, les États-Unis seront redevenus le premier producteur mondial de pétrole. Elle spécule qu'en 2025, les importations pétrolières devraient être réduites à 4 millions de barils par jour (Mbj) contre 10 Mbj en 2012. Selon Fatih Birol, 55 % de cette baisse sera imputable à la production nationale de pétrole non conventionnel facilitée notamment par la technique de fracturation hydraulique et 45 % par les économies d'énergie[33],

L'administration Obama a annoncé en décembre 2013 que la production américaine de pétrole brut devrait plafonner à partir de 2016, presque au niveau de son record historique de 1970 puis entrera à nouveau en déclin en 2020. Un sursis pourrait être apporté par de nouvelles technologies[34].

Importations et exportations de pétrole[modifier | modifier le code]

Les importations de pétrole n'ont cessé d'augmenter jusqu'en 2007 (sauf de 1977 à 1982, lors du deuxième choc pétrolier de 1978-1981) ; ensuite, la crise et la remontée de la production nationale ont permis un net recul de ces importations, qui représentent encore 40 % de la consommation en 2012 et 33 % en 2013.

Importations de pétrole des États-Unis en millions de barils par jour
Provenance 1970 1980 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013
Drapeau du Brésil Brésil - 3 - 51 200 258 309 272 253 226 146 1,5 %
Drapeau du Canada Canada 766 455 934 2 2 455 2 493 2 479 2 535 2 729 2 946 3 125 31,9 %
Drapeau de la Colombie Colombie 46 4 182 342 155 200 276 365 433 433 389 4,0 %
Drapeau du Mexique Mexique 42 533 755 1 373 1 532 1 302 1 210 1 284 1 1 035 919 9,4 %
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 39 2 55 30 128 168 140 108 100 99 89 0,9 %
Drapeau de la Norvège Norvège - 144 102 343 142 102 108 89 113 75 54 0,6 %
Drapeau de la Russie Russie 3 - 45 72 414 465 563 612 624 477 459 4,7 %
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 11 176 189 366 277 236 245 256 159 149 147 1,5 %
Drapeau des Îles Vierges des États-Unis Îles Vierges des États-Unis 189 388 282 291 346 320 277 253 186 12 nd
autres non-OPEP 1 027 903 1128 1 581 1 839 1 416 1 307 1 112 874 759 7,8 %
ss-total pays non-OPEP 2 126 2 609 3 721 6 257 7 489 6 961 6 915 6 887 6 881 6 327 6 087 62,2 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 8 488 280 225 670 548 493 510 358 242 115 1,2 %
Drapeau de l'Angola Angola - - - - 508 513 460 393 346 233 217 2,2 %
Drapeau de l'Équateur Équateur - 27 49 - - 221 185 212 206 180 232 2,4 %
Drapeau de l'Irak Irak - 28 518 620 484 627 450 415 459 476 341 3,5 %
Drapeau du Koweït Koweït 48 27 86 272 181 210 182 197 191 305 328 3,3 %
Drapeau de la Libye Libye 47 554 - - 117 103 79 70 15 61 59 0,6 %
Drapeau du Nigeria Nigeria - 857 800 896 1 134 988 809 1 023 818 441 281 2,9 %
Drapeau de l'Arabie saoudite Arabie saoudite 30 1 261 1 339 1 572 1 485 1 529 1 004 1 096 1 195 1 365 1 328 13,6 %
Drapeau du Venezuela Venezuela 989 481 1 025 1 546 1 361 1 189 1 063 988 951 960 797 8,1 %
autres OPEP 172 577 199 72 39 26 50 3 16 9 10 0,1 %
ss-total OPEP 1 293 4 300 4 296 5 203 5 980 5 954 4 776 4 906 4 555 4 271 3 707 37,8 %
Total importations 1 033 985 1 532 3 782 4 608 3 984 3 751 3 741 3 469 3 138 2 883 100,0
Source : Energy Information Administration [35]

En 2013, les exportations ont atteint 3,59 millions de barils/jour (dont 3,47 Mbl/j de produits pétroliers), contre 9,79 Mbl/j, laissant un solde importateur de 6,2 Mbl/j, soit 33 % de la consommation totale[36].

Pétrole de schiste[modifier | modifier le code]

Carte des puits de pétrole des formations de Bakken et Three Forks (Dakota du Nord) en 2013.
Production de pétrole de la formation de Bakken-Three Forks, en barils/jour.
Carte des puits de pétrole (en vert) et gaz (en rouge) des formations de Eagle Ford (Texas) en 2010.

Les réserves prouvées de pétrole de schiste sont évaluées à 4,3 milliards de barils (87 % du total mondial, dont l'évaluation est très peu fiable) en 2011 ; leur coût de production est estimé entre 70 et 100 $/baril, donc compétitif dans le contexte actuel où les cours mondiaux du brut dépassent 100 $/bl ; les deux principaux gisements en production sont ceux de Bakken dans le Dakota du Nord, exploité depuis 2003, et d'Eagle Ford au Texas, exploité depuis 2009 ; les taux de croissance de leur production, explosifs au départ, ont fortement décru, tombant à 2 % par mois fin 2012 ; la production prévue aux États-Unis pour 2020 est de 1,4 Mbl/jour[28].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Réserves et production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Production de gaz naturel des États-Unis, 1900 - 2012, en 1012 pieds cube (échelle de gauche) et en 1010 m³ (échelle de droite)
données : EIA[37].

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables de gaz naturel des États-Unis à fin 2011 étaient de 7 716 milliards de m³, au 6e rang mondial : 3,7 % du total mondial (le no 1, la Russie, a 47 750 milliards de m³, soit 23 %), et sa production de 648 milliards de m³ (2e rang mondial), ce qui laissait seulement 12 ans de réserves. Les réserves à fin 2008 sont principalement situées au Texas (31,7 %), au Wyoming (12,7 %), au Colorado (9,5 %) et dans l'Oklahoma (8,5 %) ; les réserves offshore du golfe du Mexique représentent 5,5 % du total ; environ 89 % des réserves prouvées ne sont pas associées au pétrole[38].

La production et la consommation de gaz naturel ont quadruplé aux États-Unis entre 1950 et 1970 pour s'établir à 566 milliards de  m3 (20 trillions de pieds cubes, Tcf), pour ensuite décliner et se stabiliser en 1986. Depuis, le pays a importé une partie de plus en plus importante de son gaz jusqu'à la fin des années 2000 qui a vu la tendance se renverser avec l'exploitation du gaz de schiste. En 2008. la consommation de gaz s'établissait à 675 milliards de  m3 (23,8 Tcf), alors que la production atteignait 583 milliards de (20,6 Tcf) ; Les États-Unis importent alors la différence, principalement par des gazoducs en provenance du Canada — qui fournit 90 % des importations — et par des méthaniers qui livrent du gaz naturel liquéfié en provenance de cinq pays[39].

Les plus grands États producteurs en 2007 étaient le Texas (30 %), le Wyoming (10 %), l'Oklahoma (9 %) et le Nouveau-Mexique (8 %), alors que 14 % de la production provenait des gisements offshore du Golfe du Mexique[39].

En 2009, la production à augmenté passant à 624 milliards de mètres cube, faisant de ce pays le premier producteur mondial[40].

Importations et exportations de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les États-Unis sont devenus importateurs nets de gaz naturel en 1958 ; la part des importations dans la consommation a augmenté progressivement jusqu'à 16,4 % en 2005 et 2007, puis s'est réduite rapidement pour retomber à 8,3 % en 2011 et 6 % en 2012[41].

Importations de gaz naturel des États-Unis en milliards de pieds cube
Provenance 1973 1980 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013
Drapeau du Canada Canada 1 028 797 1 448 3 544 3 783 3 589 3 271 3 280 3 117 2 963 2 785 96,6 %
Drapeau du Mexique Mexique 2 102 - 12 54 43 28 30 3 0,3 1 0,04 %
ss-total import. oléoducs 1 030 899 1 448 3 556 3 837 3 632 3 299 3 310 3 120 2 963 2 786 96,6 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 3 86 84 47 77
Drapeau de l'Égypte Égypte 115 55 160 73 35 3 0,1 %
Drapeau du Nigeria Nigeria 13 95 12 13 42 2 3 0,1 %
Drapeau de la Norvège Norvège 15 29 26 15 6 6 0,2 %
Drapeau du Qatar Qatar 46 18 3 13 46 91 34 7 0,3 %
Drapeau de Trinité-et-Tobago Trinité-et-Tobago 99 448 267 236 190 129 112 70 2,4 %
Drapeau du Yémen Yémen 39 60 20 11 0,4 %
autres 21 18 16 17 0,6 0,02 %
ss-total import. GNL 3 86 84 226 771 352 452 431 349 175 97 3,4 %
Total importations 1 033 985 1 532 3 782 4 608 3 984 3 751 3 741 3 469 3 138 2 883 100,0
Source : Energy Information Administration [42]

Les points d'entrée des importations de gaz canadien par gazoducs sont[43] :

La majeure partie de ces importations provient des champs gaziers de l'Alberta.

Exportations de gaz naturel des États-Unis en milliards de pieds cube
Provenance 1973 1980 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013
Drapeau du Canada Canada 15 0,1 17 73 482 559 701 739 937 971 911 57,9 %
Drapeau du Mexique Mexique 14 4 16 105 292 365 338 333 499 620 658 41,9 %
ss-total export. oléoducs 29 4 33 178 774 924 1 039 1 072 1 436 1 591 1 569 99,8 %
Drapeau du Japon Japon 48 45 53 66 47 39 31 33 18 14 0
Drapeau du Brésil Brésil 3 11 8 0
Drapeau de l'Inde Inde 3 13 3 0
Drapeau de la Corée du Sud Corée du Sud 3 12 9 0 0
Drapeau de l'Espagne Espagne 4 6 0 0
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 10 3 0 0
autres 1 10 3 3 0,2 %
ss-total export. GNL 48 45 53 66 48 39 33 65 70 28 3 0,2 %
Total exportations 77 49 86 244 822 963 1 072 1 137 1 506 1 619 1 572 100,0
Source : Energy Information Administration [42]

Les points de sortie des exportations de gaz par gazoducs vers le Canada et le Mexique sont[44] :

Les États-Unis importent du gaz canadien dans leur partie ouest et exportent leur gaz vers la partie est du Canada ; vers le Mexique, ils exportent surtout à l'est (Texas) et une part minoritaire à l'Ouest (Californie et Arizona).

En 2010, les États-Unis (hors Alaska) sont redevenus, pour la première fois depuis la seconde moitié du XXe siècle, exportateur de gaz[45], mais leurs importations dépassent encore ces importations : en 2012, les importations nettes de gaz représentent 6 % de la consommation.

Selon les projections de l'EIA, les États-Unis deviendront exportateurs nets de GNL dès 2016, puis exportateurs nets de gaz naturel en 2018[24].

Le président Obama s'est déclaré prêt à faciliter le développement de livraisons de gaz américain afin de casser la domination du fournisseur russe ; Gazprom a vendu 133 milliards de m³ de gaz en 2013 à l'UE, soit 25% de sa consommation ; l'Allemagne en absorbe près du tiers[46]. Mais ses déclarations ont été ambiguës : il a incité les Européens à chercher d'abord à diversifier leurs ressources, et a cherché à utiliser ce sujet pour pousser les Européens à accélérer les négociations sur l'accord commercial entre l'Europe et les États-Unis (TTIP) qui devrait faciliter ces exportations de gaz[47]. De plus, cet appoint américain ne pourrait être que limité, étant donné que malgré le boom du gaz de schiste, les États-Unis sont encore importateurs nets de 16 % de leur consommation de gaz en 2012 et, selon les projections de l'EIA, le seront encore de 4 % en 2040[48].

Réseaux de transport et distribution de gaz[modifier | modifier le code]

Carte des gazoducs américains en 2007.

La carte ci-contre, un peu ancienne, montre la forte concentration du réseau de gazoducs dans les régions productrices : Texas, Appalaches ; on y voit également les gazoducs transfrontaliers vers le Canada et le Mexique.

Les États-Unis disposaient en 2008 de 306 000 miles de gazoducs de transport (réseau inter-états à grand gabarit et haute pression), dont 19 % au Texas et 34 % dans 8 autres états, et 1,2 millions de miles de gazoducs locaux de distribution. En 2007, 125 opérateurs de stockages de gaz naturel géraient environ 400 installations de stockage souterrain ; 1 300 compagnies locales de distribution livrent le gaz aux 71 millions de consommateurs (2011)[49].

En 2009, l'EIA dénombrait 58 points d'import/export de gaz naturel, dont 9 terminaux méthaniers ; le plus ancien, celui de Point Nikiski (Cook Inlet) en Alaska, a commencé à exporter du GNL vers le Japon dès 1969 ; celui d'Everett près de Boston a été inauguré en 1971 ; les plus importants par leur capacité sont ceux de Sabine Pass (2600 millions de pieds cube/jour) et de Lake Charles (2100 millions de pieds cube/jour), tous deux situés en Louisiane, celui de Cove Point dans le Maryland (1800 Mpc/j) et celui de Freeport au Texas (1750 Mpc/j)[50].

Gaz de schiste[modifier | modifier le code]

Gisements de gaz de schiste en mai 2011.
Derrick et la plateforme de forage d'un puits de gaz de schiste dans le Marcellus Shale en Pennsylvanie, état qui compte 71 000 puits en 2012.

La progression des réserves au cours des dernières années est largement attribuable au développement soutenu du gaz de schiste grâce aux techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique ; en 2008, les réserves prouvées de gaz de schiste ont augmenté de 50 % et constituaient 13,4 % des réserves totales du pays ; les deux tiers de ces réserves de gaz de schiste sont situées au Texas[38].

Les estimations des réserves de gaz de schiste connaissent des fluctuations de grande ampleur : dans ses prévisions 2011, l'EIA a plus que doublé ces réserves, de 10000 milliards de m³ à 23400 milliards de m³, puis en 2012 les a ramenées à 13600 milliards de m³, divisant par trois son estimation des réserves du gisement de Marcellus[51].

Les développements récents des techniques de fracturation hydraulique et de forage horizontaux ont accru l'intérêt pour les gaz de schiste. Ces techniques sont notamment exploitées dans les régions du Barnett Shale au Texas et de l'Antrim Shale au Michigan. Les réserves de gaz naturel ont augmenté de 35 % entre 2006 et 2008 en raison principalement du développement des shale gas[52]. Début 2011, 493 000 puits de gaz de schiste sont en exploitation aux États-Unis dont 93 000 puits au Texas représentant 15 % de leur production totale de gaz[53], ceux-ci représentant en 2012 environ 25 % de la consommation de gaz dans le pays[26].

Cette augmentation de la production a fait plonger les prix sur le marché spot, qui sont tombés momentanément sous les 2 dollars américain le MMBTU (million British thermal unit) en 2012, soit un record depuis 2002, contre presque 14 dollars en 2005[26].

Mais la contestation monte : un sondage effectué par l'institut américain Pew Research Center en septembre 2013 révèle que 49% des américains sont désormais opposés à l'extraction par fracturation, contre 38% en mars 2013[54].

Production des gisements de gaz de schiste aux États-Unis de 2000 à 2013
Source : EIA.

En 2013, la production de gaz de schiste a plafonné ; les grandes compagnies pétrolières (ExxonMobil, BP, Total, Shell, ENI…), qui avaient succombé trop vite à l’appât du gain, y ont englouti des sommes considérables avant de réduire la voilure et de réorienter investissements et appareils de forage (rigs) vers les régions où l’on a découvert des condensats (gaz liquides) et du pétrole de schiste – bien mieux valorisés sur le marché ; au 1er semestre 2013, les investissements en Amérique du Nord dans le pétrole et le gaz non conventionnel sont tombés à 26 Mds $ contre 54 Mds $ au 1er semestre 2012 ; les bassins de Marcellus (Pennsylvanie) et d’Eagle Ford (Texas), qui représentent 43 % de la production américaine, sont en forte croissance, alors que Barnett (Texas), Fayetteville (Arkansas) et surtout Haynesville (frontière Arkansas-Texas-Louisiane), soit 46 % à eux trois, sont en net repli[55]. On peut voir sur le graphique ci-contre le plafonnement ou le recul de la production de tous les gisements, sauf Marcellus, Eagle Ford et Bakken ; la progression de la production totale connait un fléchissement très marqué.

Par ailleurs, les prix du gaz, qui avaient fortement baissé sous l'effet du boom du gaz de schiste à partir de 2009, ont connu une forte remontée en 2013 : en décembre 2013, les prix des contrats à terme pour le mois suivant étaient à 4,28 $/MBtu contre 3,44 $/MBtu en décembre 2012, soit +24 % ; la moyenne de 2013 s'établit à 3,73 $/MBtu contre 2,83 $/MBtu en 2012 (+32 %)[56].

Charbon[modifier | modifier le code]

Centrale thermique au charbon et au pétrole de Salem (Massachusetts). Ouverte en 1951, elle doit fermer en 2015.

Réserves et production de charbon[modifier | modifier le code]

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées des États-Unis à fin 2011 étaient de 442 milliards de tonnes (estimation de l'EIA), dont 237 milliards de tonnes récupérables (108 Mds tonnes de charbon bitumineux, 99 Mds tonnes sub-bitumineux et 30 Mds tonnes de lignite), les plus élevées du monde : 27 % du total mondial, et sa production de 1092 Mt, ce qui laissait plus de 200 ans de réserves. Plus de 2000 milliards de réserves supplémentaires resteraient à découvrir. Une grande part des gisements est exploitable à ciel ouvert : 27,6 % du charbon bitumineux, 42,8 % du sub-bitumineux et 100 % du lignite. Les gisements sont répartis dans 38 états et sont sous-jacents à 13 % du territoire ; la région Ouest (du Montana au Wyoming) contient 47 % des réserves prouvées, la région Intérieure (Illinois et Kentucky) 32 % et la région des Appalaches (Virginie-Occidentale, Pennsylvanie et Ohio) 21 %[57].

Les principaux gisements de charbon sont situés dans les Appalaches, le bassin de l’Illinois, le Wyoming, le Montana, le Dakota du Nord et le Texas. Le Powder River Basin, étendue de mines à ciel ouvert dans le Wyoming, a produit 40 % de tout le charbon extrait aux États-Unis en 2011[58].

En 2013, la production de charbon a été légèrement inférieure au milliard de tonnes, niveau le plus bas depuis 1993 ; 93 % de cette production a été brûlée dans les centrales électriques (1 300 groupes au charbon dans 560 centrales) ; le charbon a été pendant 60 ans la première source d'électricité aux États-Unis, mais sa part a décliné de 50 % en 2007 à 39 % en 2013, de nombreux producteurs d'électricité lui préférant le gaz, devenu moins cher, et les réglementations environnementales ayant rendu plus coûteux le fonctionnement de certaines centrales[59].

Exportations de charbon[modifier | modifier le code]

De 2000 à 2012, environ 5 % du charbon produit aux États-Unis, en moyenne, ont été exportés. En 2013, cette part a bondi à 12 %, totalisant 117,7 millions de short tons (106,8 millions de tonnes), mais ces exportations de charbon ont baissé de 6 % par rapport aux 125,7 millions de short tons exportés en 2012 ; ces variations ont résulté des mouvements des prix du gaz, en forte baisse en 2012, le gaz ayant de ce fait évincé le charbon de la production d'électricité dans plusieurs régions, mais la remontée des prix du gaz en 2013 a produit l'effet inverse ; les principales destinations des exportations restent l'Europe et le Japon ; en 2013, le Brésil a été le principal importateur de charbon à coke pour la métallurgie et le Royaume-Uni le principal importateur de charbon vapeur pour la production d'électricité ; des quantités modestes de charbon sont importées, en particulier de Colombie : pour certaines centrales sur les côtes du Golfe du Mexique et de l'Atlantique, il est moins coûteux d'importer du charbon que d'acheminer du charbon national par voie ferrée ou par barge[59].

L'exportation de charbon par voie maritime était passée de 20,1 millions de tonnes en 2002 à 106,7 millions en 2012, dont 60 % était de qualité métallurgique[60].

Énergies renouvelables thermiques[modifier | modifier le code]

Biomasse[modifier | modifier le code]

Une étude du Department of Energy et du Department of Agriculture inventoriait en 2005 les ressources de la biomasse aux États-Unis : elle rappelait qu'un comité consultatif technique établi par le Congrès avait estimé que les biocarburants pourraient remplacer 30 % de la consommation de pétrole d'ici 2030 ; elle évaluait le potentiel de biomasse sèche mobilisable pour des usages énergétiques à plus de 1,3 milliards de tonnes par an, dont 998 millions de tonnes à partir des terres agricoles (428 Mt de résidus de cultures annuelles, 377 Mt de cultures pérennes, 87 Mt de grains utilisé pour les biocarburants et 106 Mt de fumiers, résidus de procédé et autres matières premières diverses) et 368 Mt à partir de l'exploitation forestière ( 52 Mt de bois de feu récolté en forêt, 145 Mt de résidus des usines de transformation du bois et de pâtes à papier, 47 Mt de résidus de bois urbains, dont les débris de construction et démolition , 64 Mt de résidus de l'exploitation forestière et des opérations de défrichage, 60 Mt de biomasse des opérations de réduction des risques d'incendie) ; la quantité de biomasse exploitée en 2003 était de 190 Mt, soit moins de 15 % du potentiel[61].

Biocarburants[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Biocarburants aux États-Unis.
Locaux du National Renewable Energy Laboratory, fondé en 1974, à Golden (Colorado).

Les États-Unis sont le deuxième producteur mondial d'éthanol, produit à base de maïs. L'Energy Policy Act de 2005 vise à favoriser l'usage des biocarburants, bien que le bilan énergétique soit contesté.

Consommation d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Consommation d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Énergie 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013 Δ 2013*
Charbon 12,35 9,84 12,26 15,42 19,17 22,58 22,75 22,39 19,69 20,83 19,66 17,33 18,00 18,5 % +3,9 %
Gaz naturel 5,96 12,39 21,79 20,24 19,60 23,82 23,66 23,84 23,42 24,57 24,95 26,08 26,63 27,4 % +2,1 %
Pétrole 13,32 19,92 29,52 34,20 33,55 38,26 39,77 37,28 35,40 36,01 35,37 34,58 35,10 36,1 % +1,5 %
ss-total fossiles 31,63 42,14 63,52 69,83 72,33 84,73 86,21 83,55 78,49 81,41 79,99 77,99 79,71 81,9 % +2,2 %
Nucléaire - 0,01 0,24 2,74 6,10 7,86 8,46 8,43 8,36 8,43 8,27 8,06 8,27 8,5 % +2,6 %
Hydroélectricité 1,42 1,61 2,63 2,90 3,05 2,81 2,45 2,51 2,67 2,54 3,10 2,63 2,56 2,6 % -2,6 %
Géothermie - - 0,006 0,05 0,17 0,16 0,19 0,19 0,20 0,21 0,21 0,21 0,22 0,2 % +4,3 %
Solaire - - - - 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,13 0,17 0,23 0,32 0,3 % +36,9 %
Éolien - - - - 0,03 0,06 0,34 0,55 0,72 0,92 1,17 1,34 1,60 1,6 % +19,1 %
Biomasse 1,56 1,32 1,43 2,48 2,74 3,01 3,49 3,86 3,95 4,29 4,42 4,38 4,49 4,6 % +2,4 %
ss-total EnR 2,98 2,93 4,07 5,43 6,04 6,11 6,54 7,20 7,64 8,08 9,07 8,80 9,18 9,4 % +4,4 %
Total consommation 34,62 45,09 67,84 78,07 84,49 98,81 101,32 99,29 94,60 98,02 97,46 95,02 97,34 100 % +2,4 %
% EnR 8,6 % 6,5 % 6,0 % 7,0 % 7,1 % 6,2 % 6,5 % 7,3 % 8,1 % 8,2 % 9,3 % 9,3 % 9,4 %
* Δ 2013 = variation 2013/2012
Source : Energy Information Administration [62]
Consommation totale d'énergie des États-Unis par source en 2012
source données : EIA.

On peut noter :

  • la forte progression de la consommation jusqu'en 2007 : +193 % en 57 ans, soit en moyenne +1,9 % par an ;
  • l'impact de la crise de 2008 : -6,6 % en 2 ans (2007-2009) ; malgré une remontée de 2,4 % en 2013, la consommation est encore inférieure de 4 % à son record de 2007 ;
  • l'hégémonie des combustibles fossiles : 81,9 % en 2013 ;
  • la forte progression du gaz naturel : sa consommation a progressé de 12,5 % depuis 2007, alors que celle du charbon a baissé de 20,9 % et celle de pétrole de 11,8 % ;
  • la progression encore plus rapide des énergies renouvelables (EnR) : +40,4 % en six ans, en particulier éolien : +369 % et solaire : +324 % ;
  • la part des EnR passe de 6,5 % en 2007 à 9,4 % en 2013 ; la biomasse représente la moitié de cette part, suivie par l'hydroélectricité.

Le 1er graphique ci-contre illustre la répartition par source de la consommation d'énergie primaire en 2012, quasiment identique à celle de 2013.

Consommation d'énergie primaire des États-Unis, 1950-2012
source : EIA[62].

Le 2e graphique ci-contre permet de visualiser les données du tableau ci-dessus, et en particulier de bien mesurer l'hégémonie des combustibles fossiles, l'ascension du gaz naturel et la part modeste des renouvelables.

Utilisation d’énergie primaire par habitant aux États-Unis, 1960-2011
source données : Banque mondiale[25]

Le 3e graphique ci-contre montre la relative stagnation de la consommation par habitant d'énergie primaire (production nationale + importations - exportations) aux États-Unis de 1970 à 2007 ; par contre, depuis le début de la crise économique elle a baissé de 9 %.

La consommation d'énergie des américains reste cependant très supérieure à celle de la plupart des habitants de la planète ; en 2011[K 9] : 7,02 tep par tête contre 1,88 tep au niveau mondial et 3,36 pour l'Union européenne.

Bilan énergétique[modifier | modifier le code]

Graphique des flux d'énergie, depuis l'approvisionnement en énergies primaires jusqu'à la consommation finale
source : Lawrence Livermore National Laboratory.

Le diagramme ci-dessus représente le bilan énergétique des États-Unis en 2012, montrant le cheminement des diverses énergies depuis leur production ou importation jusqu'à la consommation finale, toutes les sources d'énergie étant comparées sur la base d'une unité énergétique commune : le quad (quadrillion de BTU, c'est-à-dire : 1015 British thermal unit).

Consommation d'énergie finale[modifier | modifier le code]

Consommation d'énergie par secteur aux États-Unis, 1949-2011
source données : U.S. Energy Information Administration.

La consommation finale d'énergie des États-Unis, mesurée au niveau des consommateurs, est très inférieure à la consommation d'énergie primaire du fait des pertes d'énergie du système électrique (pertes de conversion en électricité, de raffinage, de transport, etc) ; elle était en 2013 de 71,76 quads.

L'évolution des consommations finales par secteur est la suivante :

Consommation finale d'énergie des États-Unis par secteur en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Secteur 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 % 2013 Δ 6 ans* Δ 63 ans*
Industrie[63] 14,39 18,10 24,91 25,38 24,41 26,46 24,89 24,00 21,91 23,61 23,83 24,05 24,80 34,6 % -0,4 % +72,3 %
Transport[64] 8,41 10,57 16,07 19,67 22,38 26,51 29,06 27,77 27,05 27,50 27,18 26,71 26,96 37,6 % -7,2 % +221 %
Résidentiel[65] 5,08 7,34 9,91 9,89 9,71 11,23 11,36 11,62 11,32 11,53 11,35 10,47 11,42 15,9 % +0,5 % +125 %
Commerce[66] 3,06 3,27 5,38 6,01 6,76 8,23 8,48 8,66 8,51 8,55 8,59 8,23 8,58 12,0 % +1,2 % +181 %
Total conso.fin. 30,93 39,28 56,34 60,94 63,25 72,42 73,78 72,05 68,79 71,19 70,95 69,47 71,76 100 % -2,7 % +132 %
* Δ 6 ans = variation 2013/2007 ; Δ 63 ans = variation 2013/1950
Source : Energy Information Administration

La consommation finale d'énergie a très fortement progressé pendant deux décennies, puis a connu un ralentissement marqué au cours des années 1970, suivi d'une nouvelle expansion, sauf pour l'industrie, jusqu'en 2007. Au total, la plus forte progression a été celle des transports, suivi de celle des commerces et services.

La stagnation de la consommation d'énergie de l'industrie depuis la fin des années 1960 résulte à la fois des délocalisations et des progrès de l'efficacité énergétique ; la crise de 2008 a affecté surtout l'industrie et le transport ; les consommations des secteurs résidentiel et tertiaire ont déjà dépassé leur niveau de 2007. La « révolution du schiste » que certains commentateurs croient déceler (réindustrialisation et relocalisations grâce à des coûts d'énergie plus bas) ne se voit guère dans les chiffres : au cours des deux dernières années la consommation de l'industrie n'a progressé que de 4 %, et elle n'a pas encore retrouvé le niveau de 2007.

Le tableau ci-dessous retrace l'évolution de la part des différentes énergies dans la consommation finale du secteur résidentiel : consommation directe d'énergies primaires (énergies fossiles et renouvelables) et consommation d'électricité :

Évolution de la répartition par source (%) de la consommation finale d'énergie du secteur résidentiel
Énergie 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2013
Charbon 24,8 8,0 2,1 0,3 0,3 0,1 0,1 -
Gaz naturel 24,4 43,8 50,3 48,8 46,3 45,5 42,6 44,2
Pétrole 26,1 30,3 27,5 17,5 14,4 13,8 11,0 6,9
ss-total fossiles 75,3 82,1 79,9 66,6 60,9 59,4 53,7 51,1
Géothermie - - - - 0,1 0,1 0,2 0,3
Solaire - - - - 0,6 0,5 0,6 1,9
Biomasse 19,8 8,5 4,0 8,6 6,0 3,7 3,7 5,1
ss-total renouvelables 19,8 8,5 4,0 8,6 6,6 4,4 4,5 7,3
Électricité 4,9 9,4 16,0 24,8 32,5 36,2 41,8 41,6
Total consommation 100 100 100 100 100 100 100 100
Source : Energy Information Administration [65].

La part de l'électricité a progressé constamment, sauf au cours de la crise de 2008 ; les énergies fossiles ont reculé continument de 82 % en 1960 à 51 % en 2013, le gaz naturel prenant progressivement la place du charbon, puis du pétrole ; les énergies renouvelables thermiques, représentées au début par le bois uniquement, ont reculé jusqu'à 4,4 % en 2000, puis ont regagné un peu de terrain grâce au retour en grâce du bois et au développement du solaire thermique (chauffe-eau solaire) et de la géothermie (pompes à chaleur).

Bien entendu, les énergies renouvelables sont aussi présentes indirectement dans la rubrique « électricité » : en 2013, les EnR ont contribué à hauteur de 12,8 % à la production d'électricité, d'où la part totale des EnR dans la consommation résidentielle : 12,6 %.

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité aux États-Unis.

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Les activités liées à l'énergie sont la principale source d'émission de gaz à effet de serre (GES) aux États-Unis : 85,7 % des émissions totales (en tonnes de CO2-équivalent) en 2011 (81 % sous forme de CO2 et 4,4 % sous forme d'autres gaz) ; elles représentent 97 % des émissions nationales de CO2, 43 % de celles de méthane et 11 % de celles de N2O[G 1]. Le total de ces émissions de GES liées à l'énergie atteignait 5746 Mt en 2011 ; elles comprennent les émissions issues de la combustion de combustibles fossiles (5277 Mt CO2-éq), ainsi que les émissions survenant au niveau de leur production, de leur transport, stockage et distribution, émissions qui consistent pour l'essentiel en fuites de méthane (252 Mt CO2-éq)[G 2].

La prise en compte des hypothèses les plus récentes sur les émissions de méthane dues aux techniques de fracturation hydraulique ont résulté en une augmentation des émissions 2010 concernées de 3,8 Mt CO2-éq à 16,7 CO2-éq[G 3].

Selon l'AIE, les États-Unis sont le second émetteur de dioxyde de carbone lié à l'énergie[K 9] : 5 287 millions de tonnes CO2eq en 2011 ; 16,94 tonnes par habitant, après la Chine (7 955 MtCO2eq ; 5,92 t/hab.

L'EIA a annoncé le 13 janvier 2014 que les émissions de CO2 liées à l'énergie des États-Unis en 2013 ont progressé d'environ 2 %, le charbon ayant regagné des parts de marché contre le gaz à partir d'avril 2013[68]. Les gains attribués au gaz de schiste n'auront donc persisté que 2 ans.

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Après la présidence Clinton favorable à la lutte contre le réchauffement climatique, la présidence Bush (fils) ramène au premier plan la déréglementation :

  • le 17 mai 2001, le président George W. Bush dévoile la National Energy Policy (NEP) élaborée sous la houlette du vice-président Dick Cheney, dont les 105 recommandations comprennent la promotion de la concurrence, l'encouragement à l'investissement dans la production électrique, la constitution d'un réseau national de transport électrique fiable, l'ouverture d'une petite partie du Refuge faunique national Arctic à l'exploration pétrolière et gazière, un budget de 2 milliards de dollars sur 10 ans pour la recherche sur le « charbon propre », le redémarrage du nucléaire par la mise en place du stockage des déchets et l'accélération des procédures d'autorisation des centrales, le développement des technologies de l'hydrogène et de l'énergie de fusion, la création de crédits d'impôt pour les véhicules hybrides et ceux à pile à combustible, l'accroissement des financements des énergies renouvelables et des programmes d'efficience énergétique pourvu qu'ils soient basé sur la performance et à coûts partagés[69]. Le 2 août 2001, la Chambre des Représentants vote une loi sur l'énergie contenant une grande part des recommandations du Plan énergie présidentiel, avec 33,5 Mds$ d'avantages fiscaux pour promouvoir la production de combustibles, ouvrir 2000 acres (810 hectares) de la côte du Refuge faunique national Arctic à l'exploration et à la production pétrolière et gazière et de légères augmentations des normes d'efficacité des carburants pour véhicules[69]. Mais le Sénat ne vote cette loi que le 25 avril 2002, après l'avoir copieusement amendé, supprimant l'autorisation d'exploration dans le Refuge faunique national Arctic[70] et ce ne sera qu'en juillet 2005 que la loi est enfin définitivement votée.
  • le 8 mars 2002, le président George W. Bush signe une loi de stimulation économique qui institue plusieurs crédits d'impôt, dont 1 Md$ pour les producteurs d'électricité à partir de sources renouvelables et 150 M$ pour les acquéreurs de véhicules électriques[70]. L'administration Bush a investi massivement sur des projets concernant l'hydrogène, ainsi que le charbon propre (Clean Coal Power Initiative - CCPI), en particulier le projet FutureGen, conçu par le DOE, qui prévoyait la construction d'une centrale à charbon proche du zéro-émissions produisant de l'hydrogène et de l'électricité et utilisant les techniques de captage et stockage du CO2[71].
  • le 11 juillet 2005, le gouvernement annonce le Partnership for Home Energy Efficiency destiné à réduire de 10 % en 10 ans les coûts énergétiques des ménages en leur fournissant des solutions d'économie d'énergie et en soutenant l'innovation technologique[72].
  • signé par le président George W. Bush le 8 août 2005 après 4 ans de vicissitudes parlementaires, l'Energy Policy Act[73] abolit les restrictions issues de PUHCA et confie des responsabilités étendues à la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) dans le contrôle des réseaux de transport et du commerce inter-états d'électricité, l'octroi de licences pour les projets hydroélectriques, la surveillance des marchés de l'énergie avec le pouvoir de sanctionner les manipulations de marché et les abus anti-concurrentiels.
  • l' Energy Independence and Security Act de décembre 2007 visait à accroître l'indépendance énergétique et la sécurité d'approvisionnement : abaissement des normes de consommation de carburants des véhicules, incitation au développement des véhicules électriques et hybrides, promotion des biocarburants et des recherches sur les carburants à base de cellulose ou d'algues, normes plus strictes pour l'efficacité énergétique des appareils ménagers, interdiction des ampoules à incandescence, réduction de 30 % d'ici 2015 des consommations d'énergie des bâtiments fédéraux, soutiens aux économies d'énergie dans l'industrie et le tertiaire ; mais le Sénat bloqua deux dispositions votées par les Représentants : le Renewable portfolio standard qui obligeait les utilities à produire 15 % d'électricité renouvelable, et un paquet fiscal supprimant 21 milliards de $ de déductions fiscales en faveur du pétrole et du gaz.
  • le Food, Conservation, and Energy Act (ou 2008 U.S. Farm Bill) de juin 2008 contient une série de mesures pour soutenir la production de biocarburants et l'utilisation énergétique de la biomasse.
  • l' Energy Improvement and Extension Act de 2008 crée un nouveau crédit d'impôt en faveur des véhicules hybrides rechargeables et étend les crédits d'impôt existants pour les énergies renouvelables.

La présidence Obama marque, au moins dans les intentions, une inflexion vers plus de soutien à la lutte contre le réchauffement climatique, mais les blocages répétés entre les deux chambres n'ont guère permis à ces intentions de se réaliser :

  • l' American Recovery and Reinvestment Act, plan de relance voté en février 2009 en réponse à la crise de 2008, contient, entre autres mesures, de nombreux programmes de développement des transports en commun, en particulier par voie ferrée ; 11 milliards de $ pour l'amélioration des réseaux électriques ; 4,5 Mds $ pour améliorer l'efficacité énergétique dans les bâtiments fédéraux ; 27 Mds $ pour divers programmes de recherche et de promotion des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique, dont 6 Mds $ pour des garanties d'emprunts en faveur des EnR et des réseaux, 5 Mds $ pour l'isolation des logements de personnes à bas revenus, 3,4 Mds $ pour la recherche sur le charbon propre et le captage de CO2, etc.
  • l' American Clean Energy and Security Act, voté le 26 juin 2009 par la Chambre des représentants, est ensuite rejetée par le Sénat est n'entrera jamais en vigueur ; cette loi aurait créé une bourse du carbone similaire au Système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne ; un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 17 % de 2005 à 2020 était fixé ; la loi imposait aux utilities l'obligation de produire 20 % d'électricité renouvelable, lançait des programmes de subventions de grande ampleur pour les énergies renouvelables (90 Mds $), le captage et stockage du dioxyde de carbone (60 Mds $), les véhicules électriques et à hydrogène (20 Mds $) et la recherche scientifique (20 Mds $).
  • le Hydropower Regulatory Efficiency Act de février 2013 facilite le développement de petites centrales hydroélectriques.
  • le 2 juin 2014, le président Obama a présenté un texte visant à réduire de 30% d'ici à 2030 les émissions de CO2 des centrales électriques par rapport à 2005 ; cette décision découle du plan d'action sur le climat annoncé le 25 juin 2013 ; prenant acte de la paralysie du Congrès, le président américain avait décidé de contourner l'obstacle en passant par la voie réglementaire. Il avait donné un an à l'Agence pour la protection de l'environnement (EPA) pour établir des normes de pollution ; en septembre 2013, l'agence avait d'abord décidé de mesures concernant les futures centrales ; la nouvelle mesure concerne celles en activité. Les 1 600 centrales électriques du pays, dont 600 au charbon, émettent 38 % du CO2 et 31 % des gaz à effet de serre. L'agence ne propose pas de système national de marché d'émissions ; les États ont toute latitude pour choisir eux-mêmes la meilleure formule. Une douzaine d'entre eux ont d'ailleurs déjà instauré des systèmes de marchés d'émission, et plus de mille maires ont décrété des limitations de pollution. Mike Enzi, sénateur républicain du Wyoming, État qui assure à lui seul 40 % de la production nationale de charbon, a accusé l'administration d'avoir décidé « de tuer le charbon et ses 800 000 emplois »[74] ; Kyle Ash, spécialiste de la politique du climat chez Greenpeace, se félicite de cette mesure, mais regrette qu'elle n'ait pas été prise dès 2009 et remarque que ces -30 % par rapport à 2005 ne correspondent en fait qu’à -12% par rapport à 1990, année de référence du protocole international de Kyoto, car les émissions ont fortement augmenté de 1990 à 2005, avant de décliner ; d'ailleurs, de nombreux opérateurs ont de toute façon prévu de fermer leurs vieilles centrales à charbon ; selon Kyle Ash, il aurait été facile de fixer un objectif de -60 %[75].

En 2013, l'État fédéral possédait et exploitait plus de 50 GW de centrales électriques produisant plus de 200 TWh par an, soit 5 % de la production nationale d'électricité :

  • Tennessee Valley Authority (TVA) : 36 580 MW[76], dont 3 900 MW renouvelables (30 centrales hydroélectriques, 15 centrales solaires et un parc éolien), 3 centrales nucléaires (6 600 MW), 11 centrales au charbon, 5 centrales à cycle combiné gaz et une centaine de turbines à combustion (gaz) sur 12 sites ; ventes : 162 TWh ;
  • Bureau of Reclamation : plus de 14 GW (53 centrales) ; production : plus de 40 TWh/an[77].

Les initiatives qui n'ont pas pu déboucher au niveau fédéral ont souvent pu se réaliser au niveau des États, puisqu'ils disposent de larges pouvoirs dans le domaine de l'énergie :

  • nombre d'États ont institué des Renewable portfolio standards imposant aux utilities des objectifs de part des énergies renouvelables dans leur production d'électricité ;
  • des groupes d'États ont décidé de créer des marchés de quotas carbone :
Les dix états en vert foncé sont participants au RGGI. Les observateurs sont en vert pale.

Références[modifier | modifier le code]

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Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]