Énergie aux États-Unis

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Énergie aux États-Unis
Image illustrative de l’article Énergie aux États-Unis
Raffinerie de pétrole à Evansville (Wyoming)
Bilan énergétique (2016)
Offre d'énergie primaire (TPES) 2 166,6 M tep
(90 712,2 PJ)
par agent énergétique pétrole : 36,3 %
gaz naturel : 30,1 %
charbon : 15,8 %
électricité : 13,1 %
bois : 4,7 %
Énergies renouvelables 7,4 %
Consommation totale (TFC) 1 378,6 M tep
(57 718,7 PJ)
par habitant 4,3 tep/hab.
(178,7 GJ/hab.)
par secteur ménages : 17,9 %
industrie : 19,1 %
transports : 45,1 %
services : 15,2 %
agriculture : 1,5 %
Électricité (2016)
Production 4 322,04 TWh
par filière thermique : 64,9 %
nucléaire : 19,4 %
hydro : 6,8 %
éoliennes : 5,3 %
biomasse/déchets : 1,8 %
autres : 1,7 %
Combustibles (2016 - Mtep)
Production pétrole : 560,1
gaz naturel : 627,3
charbon : 348,5
Commerce extérieur (2016 - Mtep)
Importations électricité : 6,0
pétrole : 511,9
gaz naturel : 69,5
charbon : 5,2
Exportations électricité : 0,8
pétrole : 238,2
gaz naturel : 52,7
charbon : 36,2
Sources
Agence internationale de l'énergie[1]
NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets

Le secteur de l'énergie aux États-Unis est marqué par la prépondérance des combustibles fossiles (77,8 % de la production d'énergie primaire et 80,7 % de la consommation d'énergie primaire en 2016) : pétrole (22 % de la production, 36,9 % de la consommation), charbon (17,3 % et 14,6 %) et gaz naturel (38,5 % et 29,2 %). Le nucléaire assure 10,0 % de la production, couvrant 8,6 % de la consommation ; les énergies renouvelables fournissent 12,2 % de la production, couvrant 10,4 % de la consommation.

La puissance de ce secteur est mise en évidence par les classements internationaux : les États-Unis sont en 2017 au 1er rang mondial pour la production de pétrole (13 % du total mondial), au coude à coude avec l'Arabie Saoudite et la Russie ; ils sont au 1er rang mondial pour la production de gaz naturel (20 % du total mondial), de produits pétroliers, d'électricité nucléaire, géothermique et à base de biomasse, au 2e rang mondial pour la production totale d'électricité et celle d'éolienne, au 2e rang mondial pour la production de charbon et au 4e rang pour la production d'électricité solaire photovoltaïque, etc.

La consommation d'énergie primaire par habitant des États-Unis est très élevée : 6,70 tonnes d'équivalent pétrole (tep) en 2016, soit 3,6 fois la moyenne mondiale (1,85 tep/hab.).

La part de l'électricité dans la consommation finale d'énergie était de 21,6 % en 2016.

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 7,7 % en 2017 grâce à la baisse de consommation produite par la crise de 2008 et à la remontée des productions de pétrole et de gaz naturel rendue possible par les techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique. En 2017, le solde des échanges de gaz est pour la première fois redevenu exportateur ; pour le charbon, le solde reste exportateur ; par contre, la production de pétrole des États-Unis ne couvre que 62,5 % de leur consommation en 2017.

Non signataire du Protocole de Kyoto sur le réchauffement climatique, les États-Unis sont le second pays émetteur mondial de dioxyde de carbone en 2016 (4 883 MtCO2eq) après la Chine (9 057 MtCO2eq), mais leurs émissions par habitant s'élèvent à 14,95 tonnes, soit 2,3 fois celles de la Chine : 6,57 t/hab) et 3,4 fois la moyenne mondiale. Toutefois, au niveau municipal ou des États fédérés ont été mis en place quelques programmes de réduction des gaz à effet de serre, tels que le Regional Greenhouse Gas Initiative ; en 2015, le pays s'est engagé à réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 26 à 28 % en 2025 par rapport à 2005. Mais en 2017 le président Donald Trump a retiré le pays de l'accord de Paris sur le climat.

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

Sommaire

Vue d'ensemble[modifier | modifier le code]

Principaux indicateurs de l'énergie aux États-Unis[2]
Population Consommation
énergie primaire
Production Importation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2
Année Millions Mtep Mtep Mtep TWh Mt CO2éq
1990 250 1 915 1 653 342 2 924 4 803
2000 282 2 274 1 667 606 3 857 5 730
2008 305 2 277 1 702 635 4 155 5 513
2009 307 2 165 1 686 561 3 962 5 121
2010 310 2 217 1 724 534 4 143 5 352
2011 312 2 187 1 783 452 4 127 5 218
2012 314 2 148 1 816 376 4 069 4 903
2013 317 2 185 1 873 315 4 110 5 039
2014 319 2 211 2 010 258 4 138 5 047
2015 321 2 188 2 023 257 4 129 4 920
2016 323 2 167 1 916 265 4 148 4 833
variation
1990-2016
+29,2 % +13,2 % +15,9 % -22,5 % +41,9 % +0,6 %

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

Les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie classent les États-Unis aux tout 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[a 1] Production 1er 2017p 563 Mt 12,9 % 2e : Arabie saoudite 560 Mt, 3e : Russie 548 Mt
Importation nette 2e 2016 371 Mt 17,6 % 1er : Chine (378 Mt)
Gaz naturel[a 2] Production 1er 2017p 760 Mds m3 20,2 % 2e : Russie (694 Mds m3)
Charbon[a 3] Production 3e 2017p 702 Mt 9,3 % 1er : Chine (3 376 Mt ; 44,7 %)
Exportation nette 5e 2017p 81 Mt 6,4 % 1er : Indonésie (387 Mt)
Nucléaire[a 4] Production 1er 2016 840 TWh 32,2 % 2e : France (403 TWh)
Puissance installée 1er 2016 100 GW 25,6 % 2e : France (63 GW)
% nucléaire/élec* 6e 2016 19,5 % 1er : France (73,1 %)
Hydroélectricité[a 5] Production 4e 2016 292 TWh 7,0 % 1er : Chine (1 193 TWh)
Puissance installée 2e 2016 103 GW 8,9 % 1er : Chine (344 GW)
% hydro/élec 10e 2016 6,8 % 1er : Norvège (96,2 %)
Énergie éolienne[a 6] Production 2e 2016 229 TWh 24,0 % 1er : Chine (237 TWh)
Puissance installée 2e 2016 81,4 GW 17,4 % 1er : Chine (148,6 GW)
% éolien/élec 6e 2016 5,3 % 1er : Espagne (17,8 %)
Solaire photovoltaïque[a 7] Production élec. 3e 2016 47 TWh 14,2 % 1er : Chine (75 TWh), 2e : Japon (51 TWh), 4e : Allemagne (38 TWh)
Puissance installée 3e 2016 41,4 GW 13,8 % 1er : Chine (77,5 GW)
% solaire PV/élec 9e 2016 1,1 % 1er : Italie (7,6 %)
Prod.élec.par source**[a 8] Charbon/lignite 2e 2016 1354 TWh 14,1 % 1er : Chine (4 242 TWh)
Pétrole 7e 2016 35 TWh 3,8 % 1er : Arabie saoudite (140 TWh)
Gaz naturel 1er 2016 1418 TWh 24,5 % 2e : Russie (522 TWh)
Renouvelables 2e 2016 637 TWh 10,7 % 1er : Chine (1 540 TWh)
Électricité[a 9] Production 2e 2016 4300 TWh 17,2 % 1er : Chine (6 187 TWh)
Importation nette 1er 2016 60 TWh 18,4 % 2e : Brésil (41 TWh)
Biomasse[3] Production élec. 2e 2016 60,5 TWh 13,1 % 1er : Chine (64,7 TWh), 3e : Brésil (50,6 TWh), 4e : Allemagne (45,0 TWh)
Géothermie[3] Production élec. 1er 2016 18,584 TWh 22,8 % 2e : Philippines (11,1 TWh)
2017p : provisoire ; * % nucléaire/total production d'électricité
** production d'électricité par source d'énergie

Histoire[modifier | modifier le code]

Historique de la consommation d'énergie primaire des États-Unis 1776-2015
source : U.S. DOE Energy Information Administration.

Le graphique ci-dessus[4] 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[6] 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[7]. 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[8],[9] ; en 1914, au cours d'une autre grève de l'UMW à Ludlow dans le Colorado contre la Colorado Fuel and Iron de la famille Rockefeller, 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 »[10].

Le charbon resta dominant sur les sept 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.

Dans les années 2010, il est en net recul, et de nombreux producteurs sont en difficultés économiques[11].

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 événement 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[12]. 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[13] ; moins polluant et plus facilement transportable que le charbon, il le remplace 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[14].

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[15].
  • 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'économies 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[16].
  • 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[16] et complètement en 1981 par le président Reagan[17].
  • Le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[16] :
    • 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[16]. 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[18]. 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 nucléaire : 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[15]. En 1951, le réacteur surgénérateur expérimental no 1 situé 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[19].

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[19].

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[16].
  • 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[16].
  • le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[16] :
    • 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[16].

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[17].
  • 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[20].

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[21].

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[20].
  • le 12 novembre 1998, les États-Unis signent le protocole de Kyoto[22] ; 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"[23].
  • 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 (1950-2010) en billiards de Btu (1015 Btu)
Énergie 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2010 % 2010 Δ 2010
/2000
Charbon 14,06 10,82 14,61 18,60 22,49 22,74 23,49 22,04 29,4 % -3,1 %
Gaz naturel 6,23 12,66 21,67 19,91 18,33 19,66 19,79 21,81 29,1 % +10,9 %
Pétrole 11,45 14,93 20,40 18,25 15,57 12,36 10,74 11,60 15,5 % -6,2 %
NGPL* 0,82 1,46 2,51 2,25 2,17 2,61 2,41 2,78 3,7 % +6,5 %
ss-total fossiles 32,56 39,87 59,19 59,01 58,56 57,37 56,43 58,22 77,8 % +1,5 %
Nucléaire - 0,01 0,24 2,74 6,10 7,86 8,46 8,43 11,3 % +7,3 %
Hydroélectricité 1,42 1,61 2,63 2,90 3,05 2,81 2,45 2,54 3,4 % -9,6 %
Géothermie - - 0,006 0,05 0,17 0,16 0,19 0,21 0,28 % +26,5 %
Solaire - - - - 0,06 0,07 0,07 0,09 0,12 % +42,6 %
Éolien - - - - 0,03 0,06 0,34 0,92 1,2 % +1518 %
Biomasse 1,56 1,32 1,43 2,48 2,74 3,01 3,47 4,45 5,9 % +47,8 %
ss-total renouvelables 2,98 2,93 4,07 5,43 6,04 6,10 6,51 8,21 11,0 % +34,6 %
Total production 35,54 42,80 63,50 67,18 70,70 71,33 71,40 74,87 100,0 % +5,0 %
% renouvelables 8,4 % 6,8 % 6,4 % 8,1 % 8,5 % 8,6 % 9,1 % 11,0 %
* NGPL : hydrocarbures liquides issus du traitement du gaz naturel (éthane, propane, butane, etc)
Source : Energy Information Administration [24]
Production d'énergie primaire des États-Unis (2010-2017) en billiards de Btu (1015 Btu)
Énergie 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 % 2017 Δ 2017
/2010
Charbon 22,04 22,22 20,68 20,00 20,29 17,95 14,67 15,62 17,8 % -29,1 %
Gaz naturel 21,81 23,41 24,61 24,86 26,72 28,07 27,65 27,84 31,8 % +27,6 %
Pétrole 11,59 11,95 13,79 15,81 18,54 19,68 18,49 19,53 22,3 % +68,5 %
NGPL* 2,78 2,97 3,25 3,53 4,10 4,57 4,77 5,11 5,8 % +83,8 %
ss-total fossiles 58,22 60,54 62,32 64,20 69,64 70,26 65,58 68,10 77,7 % +17,0 %
Nucléaire 8,43 8,27 8,06 8,24 8,34 8,34 8,43 8,42 9,6 % -0,2 %
Hydroélectricité 2,54 3,10 2,63 2,56 2,47 2,32 2,47 2,77 3,2 % +9,1 %
Géothermie 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,22 0,23 0,21 0,24 % +1,4 %
Solaire 0,09 0,11 0,16 0,23 0,34 0,43 0,57 0,77 0,9 % +756 %
Éolien 0,92 1,17 1,34 1,60 1,73 1,78 2,10 2,35 2,7 % +154 %
Biomasse 4,45 4,63 4,53 4,82 5,03 4,91 4,98 5,05 5,8 % +13,4 %
ss-total EnR* 8,21 9,22 8,87 9,43 9,77 9,65 10,33 11,15 12,7 % +35,8 %
Total production 74,87 78,06 79,26 81,87 87,75 88,25 84,34 87,67 100,0 % +12,7 %
% renouvelables 11,0 % 11,8 % 11,2 % 11,5 % 11,1 % 10,9 % 12,2 % 12,7 %
* NGPL = hydrocarbures liquides issus du traitement du gaz naturel (éthane, propane, butane, etc)
* EnR = énergies renouvelables
Source : Energy Information Administration [24].

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

Historique des importations et exportations d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Énergie 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010
Importations
Charbon 0,02 0,01 0,005 0,05 0,09 0,41 0,51
Gaz naturel - 0,16 0,85 1,01 1,55 3,87 3,83
Pétrole brut 1,06 2,20 2,81 11,19 12,77 19,78 20,14
Produits pétroliers 0,83 1,80 4,66 3,46 4,35 4,75 5,23
Biocarburants - - - - - 0,0004 0,004
Électricité 0,007 0,02 0,02 0,09 0,06 0,17 0,15
Total importations 1,91 4,19 8,34 15,80 18,82 28,97 29,88
Exportations
Charbon 0,80 1,03 2,00 2,47 2,79 1,56 2,14
Gaz naturel 0,03 0,01 0,07 0,05 0,09 0,25 1,15
Pétrole brut 0,20 0,02 0,03 0,61 0,23 0,11 0,09
Produits pétroliers 0,44 0,41 0,52 0,55 1,59 2,05 4,75
Biocarburants - - - - - - 0,05
Électricité - 0,003 0,01 0,01 0,06 0,05 0,07
Total exportations 1,47 1,48 2,63 3,69 4,75 4,01 8,23
Solde import.r (a) 0,45 2,71 5,71 12,10 14,06 24,97 21,64
Conso.éner. prim. (b) 34,62 45,09 67,84 78,07 84,49 98,81 98,02
Taux dép.ce (a/b) 1,3 % 6,0 % 8,4 % 15,5 % 16,6 % 25,3 % 22,1 %
Taux de dépendance (a/b) = solde importateur (a) / consommation d'énergie primaire (b).
Source : Energy Information Administration (import[25] et export[26]).
Évolution récente des importations et exportations d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Énergie 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 % 2017 Δ 2017
/2010
Importations
Charbon 0,51 0,36 0,24 0,20 0,25 0,26 0,22 0,17 0,7 % -65 %
Gaz naturel 3,83 3,56 3,22 2,96 2,76 2,79 3,08 3,12 12,2 % -19 %
Pétrole brut 20,14 19,59 19,24 16,96 16,18 16,30 17,39 17,60 69,1 % -13 %
Produits pétroliers 5,22 5,04 4,12 4,17 3,77 4,11 4,31 4,28 16,8 % -22 %
Agrocarburants 0,004 0,02 0,05 0,10 0,05 0,08 0,12 0,08 0,3 % ns
Électricité 0,15 0,18 0,20 0,24 0,23 0,26 0,28 0,22 0,9 % +46 %
Total importations 29,87 28,75 27,07 24,62 23,24 23,79 25,38 25,47 100 % -15 %
Exportations
Charbon 2,10 2,75 3,09 2,90 2,46 1,85 1,55 2,39 13,3 % +14 %
Gaz naturel 1,15 1,52 1,63 1,59 1,53 1,80 2,36 3,20 17,8 % +179 %
Pétrole brut 0,09 0,10 0,14 0,28 0,74 0,96 1,24 2,42 13,5 % +2650 %
Produits pétroliers 4,69 5,82 6,26 6,89 7,41 8,15 8,75 9,68 53,9 % +106 %
Agrocarburants 0,05 0,11 0,08 0,08 0,08 0,08 0,18 0,21 1,1 % +340 %
Électricité 0,07 0,05 0,04 0,04 0,05 0,03 0,02 0,03 0,2 % -51 %
Total exportations 8,18 10,37 11,27 11,79 12,27 12,90 14,12 17,96 100 % +120 %
Solde import.r (a) 21,69 18,38 15,80 12,84 10,97 10,89 11,26 7,51 -65 %
Conso.éner. prim. (b) 97,58 96,98 94,53 97,34 98,49 97,53 97,58 97,87 -3,5 %
Taux dép.ce (a/b) 22,2 % 19,0 % 16,7 % 13,2 % 11,1 % 11,2 % 11,5 % 7,7 %
Taux de dépendance (a/b) = solde importateur (a) / consommation d'énergie primaire (b).
Source : Energy Information Administration (import[25], export[26] et consommation[27]).

Le taux de dépendance des États-Unis, après avoir été brièvement négatif de 1949 à 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[28].

Consommation, production et importation d'énergie aux États-Unis
Source : Energy Information Administration[27],[24],[26]

Le graphique ci-contre utilise les données de l'Energy Information Administration pour les années 1949 à 2017 ; 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 quatre 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 deux 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, permettant un rapide recul des importations.

Énergies fossiles[modifier | modifier le code]

Prix du pétrole (WTI) et du gaz naturel (Henry hub) par MBTU de 1998 à 2015.
source données : EIA.

L'Energy Information Administration prévoit en 2017 que les États-Unis deviendront exportateur net de gaz naturel dès 2018 et exportateur net global d'énergie fossile en 2026 ; ces prévisions ne prennent pas en compte le plan offshore annoncé par le gouvernement en janvier 2018, car le potentiel des zones qu'il compte ouvrir à l'exploration est hautement incertain[29].

Les prévisions 2014 de l'EIA voyaient les États-Unis rester 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, devait continuer à se réduire jusqu'à 3 % en 2035, puis remonter à 4 % en 2040 ; pour le pétrole, la dépendance aux importations, ramenée de 60 % en 2005 à 40 % en 2012, s'abaisserait jusqu'à 25 % en 2016, puis remonterait à 32 % en 2040 ; pour le gaz, les États-Unis deviendraient exportateurs nets de GNL dès 2016, puis exportateurs nets de gaz naturel en 2018[28].

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[30]. 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. D'après les économistes de BP, les États-Unis produiront toute l'énergie qu'ils consommeront en 2035 et le gaz deviendra aux alentours de 2027 leur première source d'énergie au coude-à-coude avec le charbon[31].

Des groupes de pression tentent d'obtenir du gouvernement américain la levée de l'interdiction d'exportation du pétrole brut et du gaz naturel ; une dizaine de compagnies pétrolières américaines se sont regroupées pour exercer une action de lobbying revendiquant le droit d'exporter afin de diversifier leur clientèle et conquérir des marchés, grâce aux nouvelles ressources apportées par les pétroles et gaz de schiste, qui ont propulsé les États-Unis au 1er rang mondial des producteurs de pétrole et ramené à 33 % la part des importations dans la consommation de pétrole ; certains pays tels que la Corée du Sud et le Mexique sont également très demandeurs, ainsi que les pays européens désireux de réduire leur dépendance envers la Russie. L'interdiction d'exporter du pétrole avait été décidée dans le contexte des chocs pétroliers des années 1970 pour assurer la sécurité d'approvisionnement énergétique du pays ; les pétroliers voient dans l'ouverture aux exportations une opportunité d'investir plus dans l'exploration et la production de pétrole et de gaz, créer plus d'emplois, améliorer la balance commerciale et relancer l'économie. Par contre, les raffineurs sont farouchement opposés à cette ouverture car ils exportent actuellement (mai 2014) plus de 3,8 millions de barils par jour de produits raffinés et craignent de perdre ce marché si le pétrole brut peut s'exporter vers les raffineries de pays concurrents. L'opinion publique est également hostile : un récent sondage de FTI Consulting a montré que 53 % des électeurs américains sont contre la levée de l'interdiction, craignant que cela entraine une hausse du prix de l'essence ; les écologistes sont également très opposés car cela entrainerait un accroissement de l'exploitation des gisements de pétrole et gaz de schiste, dont ils dénoncent les conséquences environnementales. Les autorités semblent céder peu à peu à la pression : deux compagnies pétrolières ont été autoriser à exporter des cargaisons d'un pétrole très léger vers la Corée du Sud sous prétexte qu'il était légèrement raffiné[32].

Pétrole[modifier | modifier le code]

L'Energy Information Administration fournit les chiffres clés du pétrole aux États-Unis pour 2016[33] :

  • production (pétrole brut, autres liquides pétroliers, biocarburants) : 13,5 Mb/j (millions de barils par jour), dont 8,9 Mb/j de pétrole brut ;
  • importations nettes : 4,9 Mb/j (importations de brut : 7,9 Mb/j ; importations de produits pétroliers : 2,2 Mb/j ; exportations : 5,2 Mb/j ;
  • principal fournisseur : Canada (3,3 Mb/j) ; importations de l'OPEP : 3,2 Mb/j ;
  • taux de dépendance pétrolier net : 25 % ;
  • consommation : 19,6 Mb/j, dont 71 % pour les transports ;
  • réserves prouvées fin 2015 : 32,3 milliards de barils
  • nombre de raffineries : 141.

En 2016, la production de pétrole brut a baissé de 5,9 % : 8,857 Mb/j contre 9,408 Mb/j en 2015[34]. Après avoir atteint un étiage à 8,45 Mb/j de juillet à octobre 2016, la production a retrouvé une pente ascendante la portant à 9,5 Mb/j en octobre 2017, proche du record de juin 2015 : 9,6 Mb/j[35].

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de pétrole[n 1] des États-Unis étaient estimées par BP à 6,0 milliards de tonnes fin 2017 (50 milliards de barils), soit 10,5 années de production au rythme de 2017. Ces réserves classaient les États-Unis au 9e rang mondial avec 2,9 % du total mondial, loin derrière le Venezuela (17,9 %) et l'Arabie Saoudite (15,7 %) ; elles ont progressé de 64 % en 20 ans (1997-2017)[b 1].

Selon l'U.S. Energy Information Administration, les réserves prouvées de pétrole[n 2] sont tombées de 23 Gbl (milliards de barils) en 2005 à 20,6 Gbl en 2008, puis ont rapidement progressé, du fait de la prise en compte du pétrole de schiste, jusqu'à 39,9 Gbl en 2014 ; elles sont retombées à 35,2 Gbl en 2015 du fait de révisions dues à la baisse des prix pétroliers[36].

Production de pétrole[modifier | modifier le code]

Production et importations de pétrole brut des États-Unis de 1910 à 2015 en millions de barils par jour.
source données : EIA (U.S. Energy Information Administration)
Principaux pays producteurs de pétrole.
source données : U.S. Energy Information Administration.

En 2017, selon BP, les États-Unis ont produit 571 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 13,06 Mb/j[n 3] (millions de barils par jour), en hausse de 5,4 % par rapport à 2016, et de 87 % depuis 2007. Ils se classent au 1er rang mondial en Mt/an avec 13,0 % de la production mondiale devant l'Arabie Saoudite : 561,7 Mt (12,8 %) et la Russie : 554,4 Mt (12,6 %)[b 2].

Selon l'EIA, les États-Unis ont été le premier pays producteur de pétrole et produits pétroliers en 2014 avec 28,3 millions de milliards de BTU contre 23,6 pour l’Arabie Saoudite ; cette production s'est accrue de 11 millions de milliards de BTU depuis 2008 ; sans les produits pétroliers, leur production de brut (y compris les liquides de gaz naturels) est restée au 2e rang mondial avec 11,8 millions de barils par jour (mb/j), contre 12,4 mb/j pour l’Arabie Saoudite[37].

La production de pétrole des États-Unis a atteint un maximum en 1971, puis a fortement décru ; le pays importait donc une part grandissante de ses approvisionnements : en 2009 il achetait 70 % de son pétrole à l'étranger[38]. La dépendance énergétique du pays était donc forte, et expliquait selon certains analystes la présence militaire importante, à l'étranger, des États-Unis (guerre du Golfe)[39].

Durant la période 1980-2010, les États-Unis ont dû importer pour un minimum, en 1983, de 1 843,74 millions de barils de produits pétroliers et un maximum, en 2005 de 5 003,08 Mb[40].

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, adoptées depuis le premier choc pétrolier, tels le Project Independence, visent à réduire cette dépendance énergétique.

Les États-Unis sont redevenus 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[41]. 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[42].

Le nombre de puits de pétrole en service est de 9 586 le 29 mai 2015, chiffre record après un recul à 5 176 puits le 29 octobre 2004[43].

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[44].

Le rapport 2014 de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur les perspectives énergétiques mondiales (World Energy Outlook 2014 ) prévoit que la consommation de pétrole continuera à augmenter, de 90 millions de barils par jour (mbbl/j) en 2013 à 104 mbbl/j en 2040, malgré le ralentissement progressif de cette croissance, y compris en Chine, qui devrait dépasser les États-Unis au rang de premier consommateur mondial vers 2030. Mais ce n’est pas grâce au pétrole de schiste que ces besoins pourront être satisfaits : son extraction nécessite le forage de nombreux puits, dont le rendement décline très rapidement. Selon l’AIE, les États-Unis, qui deviendront le premier producteur mondial d’hydrocarbures liquides (pétrole et liquides de gaz naturel) entre 2020 et 2025 avec 12,5 mbbl/j, devant l’Arabie saoudite (10,8 mbbl/j) et la Russie (11 mbbl/j), verront leur production décliner à compter de la fin des années 2020, pour retrouver en 2040 leur niveau de 2013 (10,1 mbbl/j). Les sables bitumineux du Canada, le Brésil, le Mexique et le Kazakhstan pourraient prendre le relais des États-Unis. Mais les pays de l’OPEP, en particulier ceux du Moyen-Orient, devront aussi assumer leur part[45].

La forte baisse des prix du pétrole a entrainé, après une phase d'adaptation par réduction des coûts, une baisse de la production : l'Agence internationale de l'énergie prévoit une baisse de 400 000 barils/jours de la production américaine en 2016, soit près de -10 % ; le nombre de puits en production a déjà chuté de 50 % en un an et le nombre de forages va continuer à baisser rapidement[46].

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

Les États-Unis étaient en 2017 le 2e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 10,08 Mb/j (497,6 Mt, dont 394,1 Mt de brut), soit 14,9 % des importations mondiales, derrière la Chine : 10,24 Mb/j, soit 15,2 %. Ces importations ont progressé de 0,2 % en 2017 mais reculé de 26 % depuis 2007 ; les importations de brut de 2017 provenaient surtout du Canada : 170,3 Mt (43 %), d'Amérique latine : 98,7 Mt (25 %), du Moyen-Orient : 86,0 Mt (22 %) et d'Afrique : 31,8 Mb/j (8 %) ; les exportations de brut s'élèvent à 45,8 Mt, dont 16,1 Mt vers le Canada et 10,8 Mt vers l'Europe. Les États-Unis importent 103,5 Mt de produits pétroliers et en exportent 221 Mt, surtout vers l'Amérique latine (54 %), le Canada (11 %) et l'Europe (12 %)[b 3].

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 des importations nettes, qui représentaient encore 40 % de la consommation en 2012, 32,9 % en 2013, 26,5 % en 2014 et 24 % en 2015[47].

Importations de pétrole et produits pétroliers des États-Unis en millions de barils par jour
Provenance 1970 1980 1990 2000 2007 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Drapeau du Brésil Brésil - 3 - 51 200 272 253 226 151 160 214 2,3 %
Drapeau du Canada Canada 766 455 934 2 2 455 2 535 2 729 2 946 3 142 3 388 3 754 39,9 %
Drapeau de la Colombie Colombie 46 4 182 342 155 365 433 433 389 317 392 4,2 %
Drapeau du Mexique Mexique 42 533 755 1 373 1 532 1 284 1 1 035 919 842 758 8,1 %
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 39 2 55 30 128 108 100 99 89 85 56 0,6 %
Drapeau de la Norvège Norvège - 144 102 343 142 89 113 75 54 45 58 0,6 %
Drapeau de la Russie Russie 3 - 45 72 414 612 624 477 460 330 354 3,8 %
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 11 176 189 366 277 256 159 149 147 116 121 1,3 %
Drapeau des Îles Vierges des États-Unis Îles Vierges des États-Unis 189 388 282 291 346 253 186 12
autres non-OPEP 1 027 903 1128 1 581 1 839 1 112 1 077 874 786 720 795 8,5 %
ss-total pays non-OPEP 2 126 2 609 3 721 6 257 7 489 6 887 6 881 6 327 6 138 6 004 6 501 69,2 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 8 488 280 225 670 510 358 242 115 110 108 1,2 %
Drapeau de l'Angola Angola - - - - 508 393 346 233 215 154 136 1,4 %
Drapeau de l'Équateur Équateur - 27 49 - - 212 206 180 236 215 230 2,4 %
Drapeau de l'Irak Irak - 28 518 620 484 415 459 476 341 369 229 2,4 %
Drapeau du Koweït Koweït 48 27 86 272 181 197 191 305 328 311 206 2,2 %
Drapeau de la Libye Libye 47 554 - - 117 70 15 61 59 6 7 0,07 %
Drapeau du Nigeria Nigeria - 857 800 896 1 134 1 023 818 441 281 92 83 0,9 %
Drapeau de l'Arabie saoudite Arabie saoudite 30 1 261 1 339 1 572 1 485 1 096 1 195 1 365 1 329 1 166 1 058 11,3 %
Drapeau du Venezuela Venezuela 989 481 1 025 1 546 1 361 988 951 960 806 789 830 8,8 %
autres OPEP 172 577 199 72 39 3 16 9 10 23 12 0,1 %
ss-total OPEP 1 293 4 300 4 296 5 203 5 980 4 906 4 555 4 271 3 720 3 237 2 899 30,8 %
Total importations 3 419 6 909 8 018 11 459 13 468 11 793 11 436 10 598 9 859 9 241 9 401 100,0
Source : Energy Information Administration [48],[49]
Tracé de l'oléoduc Keystone en 2014 et doublement prévu, dit phase IV, tracé en vert.

En 2015, les exportations ont atteint 4,75 Mb/j, dont 4,29 Mb/j de produits pétroliers, laissant un solde importateur de 4,65 Mbbl/j, soit 24 % de l'approvisionnement total ; les exportations ont progressé de 13,7 % par rapport à 2014 ; elles ont quadruplé en dix ans[50].

Alors que l'exportation de pétrole brut était interdite depuis quarante ans, le gouvernement a autorisé en juin 2014 deux sociétés, Pioneer Natural Resources et Enterprise Products Partners, à exporter du condensat ultraléger, et le Bureau de l'industrie et de la sécurité (BIS) du département du Commerce, qui réglemente les conditions d'exportation des produits américains, a publié début janvier 2015 un guide de six questions-réponses dans lequel il indique que le condensat - un pétrole ultraléger obtenu à partir de tours à distillation - pourra être exporté. Selon la banque Citigroup, les exportations de condensats américains pourraient ainsi passer de 200 000 à 1 million de barils par jour d'ici à la fin 2016[51].

L'oléoduc Keystone est un oléoduc de TransCanada long de 3 461 km entre le Canada et les États-Unis. Partant de la région des sables bitumineux de l'Athabasca, dans le Nord-Est de la province canadienne de l'Alberta, il dessert plusieurs destinations aux États-Unis, dont des raffineries du sud de l'Illinois (Wood River et Patoka) et de Cushing en Oklahoma. Une branche rejoint la côte texane du golfe du Mexique. Il transporte des hydrocarbures synthétiques et du bitume dilué depuis les sables bitumineux de l'Alberta mais également du pétrole brut du bassin de Willinston du Montana et du Dakota du Nord. Trois phases de ce pipeline sont opérationnelles en 2014 et une quatrième, contestée, est en projet depuis 2008 et attend l'accord du président américain ; ce projet, connu sous le nom de Keystone XL, consiste en un doublement d'une partie du pipeline sur environ 1 900 km, ajoutant une capacité de transport de 830 000 barils par jour à la capacité existante de 590 000 bbl/j ; il est soutenu, aux États-Unis, par le Parti républicain, tandis que les associations environnementales canadiennes et américaines s'y opposent vivement. La Chambre des représentants a voté le 14 novembre 2014 le feu vert au projet de construction controversée de l'oléoduc Keystone XL mais le président Barack Obama annonce le le rejet définitif du projet Keystone XL[52]. TransCanada, qui a déjà dépensé 2,5 milliards de dollars pour ce projet, compte présenter une nouvelle demande de permis et a bon espoir de la faire accepter, dans l'hypothèse où les républicains gagnent l'élection présidentielle américaine de 2016[53].

Consommation de pétrole[modifier | modifier le code]

En 2017, les États-Unis ont consommé 913,3 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 19,88 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 0,9 % en 2017 mais en baisse de 5,6 % depuis 2007. Ils se classent au 1er rang mondial avec 19,8 % de la consommation mondiale, devant la Chine (13,2 %). Leur production ne couvre que 62,5 % de leur consommation[b 4].

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 par jour.
Carte des puits de pétrole (en vert) et gaz (en rouge) des formations de Eagle Ford (Texas) en 2010.
Carte du Bassin du Permien (Texas et Nouveau-Mexique), principale zone de production de pétrole de schiste aux États-Unis.

Selon l'Energy Information Administration, la production de pétrole des États-Unis devrait s'élever à 9,4 Mb/j au second semestre 2017, en progression de 340 000 b/j par rapport à l'année précédente ; les trois quarts de la progression se produiront dans le bassin du Permien, principale région productrice avec 2,6 Mb/j, suivie par Eagle Ford : 1,2 Mb/j, Bakken : 1,1 Mb/j, Niobrara : 0,5 Mb/j et Anadarko : 0,46 Mb/j. Le total de ces productions de pétrole de schiste atteint 5,86 Mb/j, soit 62 % de la production totale du pays ; le golfe du Mexique fournit près de la moitié du restant, et l'Alaska 0,46 Mb/j[54].

Les réserves prouvées de pétrole de schiste étaient évaluées en 2011 à 4,3 milliards de barils (87 % du total mondial, dont l'évaluation est très peu fiable) ; leur coût de production est estimé entre 70 et 100 $/baril, donc compétitif dans le contexte de l'époque où les cours mondiaux du brut dépassaient 100 $/bl ; les deux principaux gisements en production étaient 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[55].

La baisse des cours du pétrole au deuxième semestre 2014 a entraîné une baisse des investissements, mais la baisse de production prévue est faible : jusqu’ici, les producteurs ont foré des puits un peu partout, car le niveau des prix leur garantissait une rentabilité  ; dans certaines zones, le prix de revient s’élève à 70 dollars le baril ; avec la baisse des cours, les producteurs ont dû se concentrer sur les zones les plus rentables, dans les bassins du Bakken, d’Eagle Ford ou de Permian, où le prix de revient est déjà sous les 50 dollars[56].

Les pétroliers qui au début 2015 étaient persuadés de pouvoir maintenir le même niveau de production à moindres coûts reconnaissaient, en septembre 2015, s’être lourdement trompés. Certains producteurs sont restés tout à fait rentables, mais, selon Moody’s, la moitié des producteurs américains de pétrole affichent des coûts d’exploitation par baril supérieurs à 51 dollars ; avec un baril à 45 dollars, plus de la moitié d’entre eux sont donc non rentables aujourd’hui. Chevron licencie un millier de personnes à Houston, et au total, plus de 70 000 postes ont été supprimés dans le secteur de l’énergie aux États-Unis depuis janvier 2015. Une quinzaine de pétroliers indépendants ont déjà fait faillite (Samson Resources, Dune Energy, Quicksilver, Saratoga, etc). La production a commencé à ralentir en juin (–3 % par rapport à avril)[57].

Les banques, qui avaient soutenu les petits producteurs américains de pétrole au-delà du raisonnable, commencent en septembre 2015 à abandonner les plus vulnérables. Après avoir levé 9 milliards de dollars au premier trimestre 2015 et 10 milliards au deuxième, les entreprises américaines de production pétrolière ont dû se contenter d’à peine 1,5 milliard entre juillet et août, selon le cabinet d’analyse financière Dealogic. Parmi les dizaines de sociétés indépendantes qui ont pullulé, au Texas et ailleurs, avec la révolution du gaz de schiste, près de la moitié se trouvent en situation de surendettement, c’est-à-dire que leur dette dépasse 8 fois leurs rentrées d’argent ; elles devront vendre des actifs ou se faire racheter par les majors[58].

Les estimations de janvier 2016 de l'US Energy Information Administration montrent qu'après être tombée de 9,6 Mb/j (millions de barils par jour) en juin 2015 à 9,1 Mb/j en septembre, la production hebdomadaire outre-Atlantique est remontée à 9,2 Mb/j en décembre et s'y est maintenue en janvier. En 2015, les analystes ont largement sous-estimé la résistance des producteurs américains ; les coûts de production ont chuté de 40 % en 2015 : les compagnies se sont concentrées sur les meilleurs puits, ont mis la pression sur leurs fournisseurs, ont amélioré l'efficacité et la productivité de leurs puits ; le potentiel restant est limité. Mais la chute spectaculaire du nombre de forages, tombés à 467 début février, soit -70 % par rapport au pic d'octobre 2014, n'est pas un indicateur pertinent pour prévoir la production, car on compte aujourd'hui quelque 4 500 puits déjà forés dans le pays, mais dont la production n'a pas démarré : ils représentent à eux seuls une production potentielle de 600 000 b/j mobilisable en six mois, sans nouveau forage. Le seuil de rentabilité du pétrole de schiste, estimé fin 2014 à 60-70 dollars le baril, a reculé à 45 dollars dans le Dakota du Nord[59].

L'effondrement des prix du pétrole, divisés par trois en moins de deux ans, a provoqué l'une des crises les plus violentes que l'industrie ait connue. Entraînant des dizaines de milliers de suppressions de postes et des faillites en série, elle a fait disparaître plus d'une centaine de producteurs nord-américains, et contraint les autres à réduire leur production. Les plus solides ont dû serrer les coûts, négocier avec les banques, et mettre des puits en sommeil. Grâce aux progrès technologiques, les coûts de forage ont été diminués de 30 à 40 %. La remontée des prix fin 2016 permet à une partie de l'industrie de relancer la production ; s'ils atteignent les 60 dollars, la production de pétrole de schiste, d'environ 4,5 millions de barils par jour fin 2016, pourrait bondir de 500 000 barils par jour selon JP Morgan[60].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Réserves de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de gaz naturel des États-Unis étaient estimées par BP à 8 700 milliards de m3 fin 2017 (308,5 trillions US de pieds cubes), soit 11,9 années de production au rythme de 2017. Ces réserves classaient les États-Unis au 5e rang mondial avec 4,5 % du total mondial, contre 18,1 % pour le no 1 mondial, la Russie, 17,2 % pour le no 2, l'Iran, 12,9 % pour le no 3, le Qatar et 10,1 % pour le no 4, le Turkménistan[b 5].

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, et sa production de 648 milliards de mètres cubes (2e rang mondial), ce qui laissait seulement 12 ans de réserves. Les réserves à fin 2008 étaient 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 représentaient 5,5 % du total ; environ 89 % des réserves prouvées ne sont pas associées au pétrole[61].

Production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Production, importations et consommation de gaz naturel des États-Unis, 1970 - 2016, en milliards de m3.
données : BP statistical report 2016.

En 2017, les États-Unis ont produit 734,5 milliards de m3 de gaz naturel, soit 631,6 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 1,0 % en 2017, mais en progression de 41 % depuis 2007. Ils se classent au 1er rang mondial avec 20,0 % de la production mondiale, devant la Russie (17,3 %)[b 6].

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, 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, alors que la production atteignait 583 milliards de m3 ; 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[62].

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[62].

En 2009, la production à augmenté à 624 milliards de m3, faisant du pays le premier producteur mondial[63].

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

En 2017, les importations de gaz naturel ont atteint 82,9 Mds m3, au 4e rang mondial derrière le Japon (113,9 Mds m3), l'Allemagne (94,8 Mds m3) et la Chine (92,0 Mds m3), dont 80,7 Mds m3 par gazoducs (Canada) et 2,2 Mds m3 par voie maritime, sous forme de GNL. Les exportations ont atteint 83,5 Mds m3, au 4e rang mondial derrière la Russie (230,9 Mds m3), le Qatar (121,8 Mds m3) et la Norvège (115,0 Mds m3), dont 66,1 Mds m3 par gazoducs (Canada : 24,0 Mds m3 et Mexique : 42,1 Mds m3) et 17,4 Mds m3 par voie maritime : Mexique 3,8 Mds m3, Asie 7,1 Mds m3, Europe 2,6 Mds m3. Le solde est pour la première fois devenu exportateur : 0,6 Mds m3[b 7].

En 2017, les exportations de gaz naturel de États-Unis ont surpassé leurs importations pour la première fois depuis 1957, grâce au boom du gaz de schiste ; les volumes de gaz extraits dans le Appalaches ont triplé en cinq ans ; les exportations vers le Mexique par gazoduc ont plus que doublé depuis 2014, et les exportations de gaz naturel liquéfié (GNL) se développent vers l'Asie et l'Europe ; deux terminaux méthaniers sontentrés en service en 2016 et 2018, et quatre autres sont en construction, si bien que les États-Unis devraient devenir dès 2021 le 3e exportateur mondial de GNL derrière le Qatar et l'Australie[64].

Les États-Unis sont devenus importateurs nets de gaz naturel en 1958 ; la part des importations nettes 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 et 2013 ; en 2016, elle est tombée à 3 % : 0,7 Tcf (milliard de pieds cubes) nets, soit 3 Tcf d'importations moins 2,3 Tcf d'exportations. 97 % des importations arrivent du Canada par gazoducs et 3 % par méthaniers, à 95 % de Trinidad-et-Tobago et 4 % de Norvège ; les exportations se font à 92 % par gazoducs, dont 36 % vers le Canada et 64 % vers le Mexique ; 8 % partent par méthaniers[65].

Importations de gaz naturel des États-Unis en milliards de pieds cubes
Provenance 1973 1980 1990 2000 2007 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Drapeau du Canada Canada 1 028 797 1 448 3 544 3 783 3 280 3 117 2 963 2 785 2 634 2 626 96,6 %
Drapeau du Mexique Mexique 2 102 - 12 54 30 3 0,3 1 1,4 0,9 0,03 %
ss-total import. oléoducs 1 030 899 1 448 3 556 3 837 3 310 3 120 2 963 2 786 2 636 2 627 96,6 %
Drapeau de l'Algérie Algérie 3 86 84 47 77
Drapeau de l'Égypte Égypte 115 73 35 3
Drapeau du Canada Canada 0,5 0,1 0,4 0,02 %
Drapeau du Nigeria Nigeria 13 95 42 2 3
Drapeau de la Norvège Norvège 26 15 6 6 6 12 0,45 %
Drapeau du Qatar Qatar 46 18 46 91 34 7
Drapeau de Trinité-et-Tobago Trinité-et-Tobago 99 448 190 129 112 70 43 71 2,6 %
Drapeau du Yémen Yémen 39 60 20 11 8 7 0,27 %
autres 21 18 16 17 2,7 0,3 0,01 %
ss-total import. GNL 3 86 84 226 771 431 349 175 97 59 92 3,4 %
Total importations 1 033 985 1 532 3 782 4 608 3 741 3 469 3 138 2 883 2 695 2 718 100,0
Source : Energy Information Administration [66]

Les points d'entrée des importations de gaz canadien par gazoducs sont en 2015[67] :

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

Exportations de gaz naturel des États-Unis en milliards de pieds cubes
Provenance 1973 1980 1990 2000 2007 2010 2011 2012 2013 2014 2015 % 2015
Drapeau du Canada Canada 15 0,1 17 73 482 739 937 971 911 769 701 39,3 %
Drapeau du Mexique Mexique 14 4 16 105 292 333 499 620 658 723 1 054 59,1 %
ss-total export. oléoducs 29 4 33 178 774 1 072 1 436 1 591 1 569 1 493 1 755 98,4 %
Drapeau du Japon Japon 48 45 53 66 47 33 18 14 0 13 8 0,5 %
Drapeau du Brésil Brésil 3 11 8 0 2,7 5,5 0,3 %
Drapeau de l'Inde Inde 3 13 3 0 0
Drapeau de la Corée du Sud Corée du Sud 12 9 0 0 0
Drapeau de l'Espagne Espagne 4 6 0 0 0
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 10 3 0 0 0
autres 1 10 3 3 0,5 15 0,8 %
ss-total export. GNL 48 45 53 66 48 65 70 28 3 16 28 1,6 %
Total exportations 77 49 86 244 822 1 137 1 506 1 619 1 572 1 514 1 784 100,0
Source : Energy Information Administration [68]

Les points de sortie des exportations de gaz par gazoducs vers le Canada et le Mexique sont en 2015[69] :

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[70], 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[28]. On estime que leur capacité à l’exportation représentera 60 millions de tonnes à compter de 2020 et que l'élargissement du canal de Panama en 2016 profite à celle-ci en réduisant le temps de transit entre le golfe du Mexique et les États riverains de l’océan Pacifique[71].

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 mètres cubes de gaz en 2013 à l'UE, soit 25 % de sa consommation ; l'Allemagne en absorbe près du tiers[72]. 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[73]. 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 en 2014 de l'EIA, le seront encore de 4 % en 2040[74].

Le terminal GNL de Sabine Pass, initialement destiné à l'importation lors de son inauguration en 2008, a été transformé en terminal exportateur ; son propriétaire, la compagnie Cheniere, a financé cette transformation en signant des accords à long terme de réservation de capacité avec les grands groupes gaziers : Total versera plus de 300 millions de dollars par an à Cheniere pendant vingt ans, en contrepartie du droit de lui acheter 3 milliards de mètres cubes de gaz chaque année. Cheniere aura la capacité d'exporter jusqu'à 6 % de la production américaine de gaz. Une demi-douzaine de projets ont déjà reçu l'approbation des pouvoirs publics, tels ceux de Dominion, sur la côte Est du pays (Virginie) et de Golden Pass au Texas (ExxonMobil et Qatar Petroleum)[75].

Le terminal de Cheniere à Sabine Pass a commencé son premier chargement de méthanier en janvier 2015. La mise en service du terminal n’intervient pas au meilleur moment : très dépendant du cours du pétrole, le prix du gaz a lourdement chuté en 2015 : pour un volume de 1 million de BTU, le gaz américain se paie 7,50 dollars (coûts de transports et de liquéfaction/regazéification compris) au début 2016 alors que celui produit en Europe se vend 5,20 dollars. Cheniere a cependant négocié des contrats d’exportation pour les vingt prochaines années, qui lui assurent un forfait minimum de revenus garantis, quelles que soient les fluctuations du marché mondial[76].

Consommation de gaz[modifier | modifier le code]

En 2017, les États-Unis ont consommé 739,5 milliards de m3 de gaz naturel, soit 635,8 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en baisse de 1,2 % en 2017 mais en progression de 18,5 % depuis 2007. Ils se classent au 1er rang mondial avec 20,1 % de la consommation mondiale, loin devant la Russie (11,6 %) et la Chine (6,6 %). Leur production couvre 99,3 % de leur consommation[b 8].

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 million 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)[77].

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 cubes par jour) et de Lake Charles (2100 millions de pieds cubes par 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)[78].

Gaz de schiste[modifier | modifier le code]

Gisements de gaz de schiste en mai 2011.
Gisement de Marcellus en Pennsylvanie.
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[61].

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 10 000 milliards de mètres cubes à 23400 milliards de mètres cubes, puis en 2012 les a ramenées à 13600 milliards de mètres cubes, divisant par trois son estimation des réserves du gisement de Marcellus[79].

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[80]. 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[81], ceux-ci représentant en 2012 environ 25 % de la consommation de gaz dans le pays[30].

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[30].

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[82].

Production des gisements de gaz de schiste aux États-Unis de 2000 à 2016
Source : Energy Information Administration.

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[83]. 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 %)[84].

Charbon[modifier | modifier le code]

Zones de production du charbon en 2010, avec la production en tonne courte et les % de variation 2010/2009. Le total est de 1 085,3 millions de short tons (-1 % par rapport à 2009), soit 997 millions de tonnes.
Centrale thermique au charbon et au pétrole de Salem (Massachusetts). Ouverte en 1951, elle doit fermer en 2015.

Le déclin du charbon aux États-Unis s'est accéléré en 2015 du fait de la baisse de la demande chinoise : en un an, quatre grandes entreprises charbonnières, représentant au total le quart de la production de charbon du pays, se sont placées sous le régime de la loi sur les faillites aux États-Unis (« Chapitre 11 »), dont Arch Coal, numéro deux du secteur avec 13,2 % de la production totale. L'AIE prévoit une nette décroissance de la consommation de charbon aux États-Unis : -2,1 % par an entre 2013 et 2020, ainsi que de la production : -2,2 % par an. À partir d'avril 2015, la production d'électricité à partir de gaz a dépassé celle à partir de charbon pour la première fois de son histoire. La zone la plus affectée en 2015 a été celle des Appalaches, et notamment l'État de Virginie-Occidentale, où la production a baissé de 40 % par rapport à la moyenne 2010-2014, en raison de coûts de production plus élevés[85]. En avril 2016, le numéro un du secteur charbonnier, Peabody Energy, dont la part de marché est de près de 20 %, a demandé à être placé sous la protection du régime des faillites, n'ayant pas pu honorer le paiement d'intérêts sur sa dette ; c'est en un an la cinquième faillite parmi les grands du charbon américain : Patriot Coal, Walter Energy, Alpha Natural Resources et Arch Coal, représentant au total avec Peabody 45 % de la production américaine de charbon[86].

Le 10 octobre 2017, Scott Pruitt, directeur de l’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA), signe le décret d’abrogation du plan pour une énergie propre (Clean Power Plan) engagé en 2015 par l’administration Obama pour orienter le pays vers une réduction de 32 % des émissions liées à la production d’électricité d’ici à 2030 par rapport à 2005. Ce plan prévoyait la fermeture des centrales à charbon les plus vétustes et les plus polluantes ; il était bloqué depuis février 2016 par la Cour suprême, saisie par une trentaine d’États américains. Les États-Unis comptaient 523 centrales à charbon en 2010 ; il n'en restait plus que 287 à mi-2017 ; les effectifs du secteur charbonnier ont chuté de 800 000 en 1920 à 80 000 en 2016[87].

Selon Newsweek, alors que Donald Trump se présente comme « celui qui a sauvé les mines de charbon », dix-sept centrales électriques au charbon ont annoncé leur fermeture en 2017 ; le nouveau directeur de l'Autorité de sûreté et de santé des mines (MSHA), David Zatezalo, est un ancien patron d'une mine qui a reçu plus de 2 millions de dollars d'amendes pour 162 infractions à la législation sur la sécurité et la santé dans les mines ; la déréglementation de l'industrie charbonnière a conduit nombre de propriétaires de mines à assouplir les règles de sécurité et à embaucher des mineurs sans formation ; sur les 15 mineurs qui ont perdu la vie en 2017 (le nombre le plus élevé depuis 2014 alors que les effectifs ont baissé de 60000 personnes depuis lors), sept avaient moins d'un an d'expérience[88].

Réserves de charbon[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées récupérables de charbon des États-Unis étaient estimées par BP[n 4] à 250,9 milliards de tonnes fin 2017, soit 357 années de production au rythme de 2017. Ces réserves classaient les États-Unis au 1er rang mondial avec 24,2 % du total mondial devant la Russie (15,5 %), l'Australie (14,0 %) et la Chine (13,4 %)[b 9].

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 (108,5 Mds tonnes d'anthracite et de charbon bitumineux, 99 Mds tonnes de charbon sub-bitumineux et 30 Mds tonnes de lignite), les plus élevées au monde ; sa production était de 1 092 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 %[89].

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[90].

Production de charbon[modifier | modifier le code]

En 2017, la production des États-Unis s'élevait à 371,3 Mtep, soit 9,9 % du total mondial, au 2e rang mondial, loin derrière la Chine : 1 747,2 Mtep, soit 46,4 % du total mondial ; la production américaine est en progression de 6,9 % par rapport à 2016 mais en recul de 33,5 % entre 2007 et 2017[b 10].

Le nombre de concessions est passé de 489 en 1990 à 308 en 2015[11].

En 2015, la production de charbon provenait pour 66 % de mines à ciel ouvert ; cinq états totalisent 71 % de la production de charbon, en particulier le Wyoming : 41,9 %[91].

Consommation de charbon[modifier | modifier le code]

La consommation de charbon des États-Unis s'est élevée en 2017 à 332,1 Mtep, en recul de 2,2 % en 2017 et de 39 % depuis 2007 ; elle se classe au 3e rang mondial avec 8,9 % du total mondial, loin derrière la Chine : 1 892,6 Mtep, soit 50,7 % du total mondial ; elle est aussi dépassée depuis 2015 par l'Inde : 424 Mtep (11,4 %). Les États-Unis ont consommé 89,4 % de leur production[b 11].

Le charbon a représenté 14,6 % de la consommation totale d'énergie primaire des États-Unis en 2016[27].

Exportations de charbon[modifier | modifier le code]

En 2015, les États-Unis ont exporté 73,96 millions de short tons (67,1 millions de tonnes) de charbon, avec pour principales destinations les Pays-Bas (17,5 %), le Brésil (8,6 %), l'Inde (8,6 %), la Corée du Sud (8,3 %), le Canada (8,1 %), le Japon (6,3 %), le Royaume-Uni (5,7 %), l'Allemagne (5,4 %), le Mexique (5,1 %), l'Italie (4,6 %), l'Ukraine (3,8 %) et la Turquie (2,8 %). Les principaux ports d'exportation sont : Norfolk (Virginie) 35,4 %, Baltimore (Maryland) 19,3 %, Mobile (Alabama) 14,4 % et New Orleans (Louisiane) 12 %[92].

De 2000 à 2010, environ 5 % du charbon produit aux États-Unis, en moyenne, ont été exportés. En 2012, cette part a bondi à 12 %, atteignant un record de 126 millions de short tons (114 millions de tonnes), mais ces exportations de charbon ont ensuite baissé d'année en année, tombant à 60 millions de short tons (54 Mt) en 2016, soit 8 % de la production. Des quantités modestes de charbon sont importées (9,8 millions de short tons en 2016), surtout d'Amérique du Sud, car 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[93].

Énergies renouvelables thermiques[modifier | modifier le code]

Biomasse[modifier | modifier le code]

Une étude du département de l'Énergie 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 milliard 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[94].

Agrocarburants[modifier | modifier le code]

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

En 2017, les États-Unis ont produit 36,94 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole) d'agrocarburants, en progression de 2,9 % en 2017 et de 151 % depuis 2007. Ils se classent au 1er rang mondial avec 43,9 % de la production mondiale, devant le Brésil (22,0 %)[b 12].

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 2010 % 2010 Δ 2010
/1950
Charbon 12,35 9,84 12,26 15,42 19,17 22,58 20,83 21,4 % +69 %
Gaz naturel 5,96 12,39 21,79 20,24 19,60 23,82 24,57 25,2 % +312 %
Pétrole 13,32 19,92 29,52 34,20 33,55 38,27 35,49 36,4 % +266 %
ss-total fossiles 31,63 42,14 63,52 69,83 72,33 84,73 80,89 83,0 % +156 %
Nucléaire - 0,01 0,24 2,74 6,10 7,86 8,43 8,7 % ns
Hydroélectricité 1,42 1,61 2,63 2,90 3,05 2,81 2,54 2,6 % +79 %
Géothermie - - 0,006 0,05 0,17 0,16 0,21 0,2 % ns
Solaire - - - - 0,06 0,06 0,09 0,1 % ns
Éolien - - - - 0,03 0,06 0,92 0,9 % ns
Biomasse 1,56 1,32 1,43 2,48 2,74 3,01 4,27 4,4 % +174 %
ss-total EnR 2,98 2,93 4,07 5,43 6,04 6,10 8,03 8,2 % +169 %
Total consommation 34,62 45,09 67,84 78,07 84,48 98,82 97,44 100 % +181 %
% EnR 8,6 % 6,5 % 6,0 % 7,0 % 7,1 % 6,2 % 8,2 %
Source : Energy Information Administration [27]
Évolution récente de la consommation d'énergie primaire des États-Unis en 1015 Btu
Énergie 2007 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 % 2016 Δ 2016
/2007
Charbon 22,75 20,83 19,66 17,38 18,04 18,00 15,55 14,23 14,6 % -37 %
Gaz naturel 23,66 24,57 24,95 26,09 26,81 27,38 28,19 28,44 29,2 % +20 %
Pétrole 39,49 35,49 34,82 34,01 34,62 34,87 35,61 36,02 36,9 % -9 %
ss-total fossiles 85,93 80,89 79,45 77,48 79,45 80,23 79,33 78,67 80,7 % -8,4 %
Nucléaire 8,46 8,43 8,27 8,06 8,24 8,34 8,34 8,42 8,6 % -0,5 %
Hydroélectricité 2,45 2,54 3,10 2,63 2,56 2,47 2,32 2,48 2,5 % +1,3 %
Géothermie 0,19 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,22 0,23 0,2 % +22 %
Solaire 0,07 0,09 0,11 0,16 0,23 0,34 0,43 0,59 0,6 % +798 %
Éolien 0,34 0,92 1,17 1,34 1,60 1,73 1,78 2,11 2,2 % +521 %
Biomasse 3,48 4,27 4,41 4,37 4,67 4,82 4,73 4,76 4,9 % +37 %
ss-total EnR 6,52 8,03 9,00 8,71 9,28 9,57 9,47 10,16 10,4 % +56 %
Total consommation 101,01 97,44 96,85 94,41 97,16 98,32 97,36 97,50 100 % -3,5 %
% EnR 6,5 % 8,2 % 9,3 % 9,2 % 9,5 % 9,7 % 9,7 % 10,4 %
Source : Energy Information Administration [27]
Consommation totale d'énergie des États-Unis par source en 2015
source données : EIA.

On peut noter :

  • la forte progression de la consommation jusqu'en 2007 : +192 % 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 en 2013-14, la consommation 2016 est encore inférieure de 3,5 % à son record de 2007 ;
  • l'hégémonie des combustibles fossiles : 80,7 % en 2014 ;
  • la forte progression du gaz naturel : sa consommation a progressé de 20 % depuis 2007, alors que celle du charbon a baissé de 37 % et celle de pétrole de 9 % ;
  • la progression encore plus rapide des énergies renouvelables (EnR) : +56 % en neuf ans ; en particulier, la production éolienne est multipliée par six et celle du solaire par neuf ;
  • la part des EnR passe de 6,5 % en 2007 à 10,4 % en 2016 ; la biomasse représente près de la moitié de cette part et l'hydroélectricité le quart.

Le 1er graphique ci-contre illustre la répartition par source de la consommation d'énergie primaire en 2015.

Consommation d'énergie primaire des États-Unis, 1950-2015
source : EIA[27].

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 par habitant : États-Unis, Union européenne, Monde
Source : Energy Information Administration

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 quatre 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 9 % en deux ans lors de la crise de 2008.

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 2015, 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) ; l'épaisseur des flèches est proportionnelle au volume des flux qu'elles représentent. On remarque l'importance de la déperdition d'énergie dans l'ensemble du système énergétique (energy rejected).

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

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 énergétique (pertes de conversion en électricité, de raffinage, de transport, etc) ; elle s'élevait en 2016 à 72,35 quads pour 97,50 quads de consommation primaire.

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

Consommation finale d'énergie aux États-Unis par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2016 % 2016 var.
2016/1990
Charbon 55,7 4,3 32,6 2,1 26,9 1,8 19,5 17,5 1,2 % -69 %
Produits pétroliers 683,3 52,8 793,4 51,3 762,0 50,4 741,9 744,4 49,1 % +9 %
Gaz naturel 303,1 23,4 360,0 23,3 321,6 21,3 333,3 336,1 22,2 % +11 %
Biomasse-déchets 22,6 1,7 52,2 3,4 68,0 4,5 79,9 80,8 5,3 % +257 %
EnR thermiques 0,3 0,03 2,0 0,1 2,2 0,1 2,6 2,3 0,1 % +571 %
Électricité 226,4 17,5 300,9 19,5 325,7 21,5 325,1 327,4 21,6 % +45 %
Chaleur 2,2 0,2 5,3 0,3 6,6 0,4 5,5 6,6 0,4 % +208 %
Total 1 293,6 100 1 546,3 100 1 513,0 100 1 507,7 1 515,0 100 % +17 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

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

Consommation d'énergie par secteur aux États-Unis, 1949-2011
source données : U.S. Energy Information Administration.
Consommation finale d'énergie des États-Unis par secteur en quadrillions de Btu (1015 Btu)
Secteur 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 % 2010 Δ 2010
/1950
Industrie 14,39 18,10 24,91 25,38 24,41 26,45 23,59 33,4 % +64 %
Transport 8,41 10,57 16,07 19,67 22,38 26,51 27,00 38,2 % +221 %
Résidentiel 5,08 7,34 9,91 9,89 9,71 11,23 11,47 16,2 % +126 %
Commerce 3,06 3,27 5,38 6,01 6,76 8,23 8,56 12,1 % +180 %
Total conso.fin. 30,93 39,28 56,34 60,94 63,25 72,42 70,62 100 % +135 %
Source : Energy Information Administration [95].
Évolution récente de la consommation finale d'énergie des États-Unis par secteur en quads (1015 Btu)
Secteur 2007 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 % 2016 Δ 2016/2007
Industrie 24,87 23,59 23,84 24,10 24,63 24,81 24,74 24,67 34,1 % -0,8 %
Transport 28,80 27,00 26,66 26,17 26,70 26,94 27,32 27,84 38,5 % -3,3 %
Résidentiel 11,34 11,47 11,25 10,36 11,46 11,79 11,16 10,85 15,0 % -4,3 %
Commerce> 8,48 8,56 8,59 8,25 8,73 8,99 9,08 8,99 12,4 % +6,0 %
Total conso.fin. 73,49 70,62 70,34 68,88 71,60 72,53 72,30 72,35 100 % +1,3 %
Source : Energy Information Administration [95].

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, le transport et le secteur résidentiel ; les consommations du tertiaire ont largement 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 statistiques : en 2016 la consommation de l'industrie 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 2014 2015 2016
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 43,8 44,5 42,8 41,4
Pétrole 26,0 30,3 27,5 17,5 14,4 13,8 11,0 8,5 8,5 8,8 9,0
ss-total fossiles 75,3 82,1 79,9 66,6 60,9 59,4 53,7 52,3 53,0 51,6 50,4
Géothermie - - - - 0,1 0,1 0,2 0,3 0,3 0,4 0,4
Solaire - - - - 0,6 0,5 0,5 0,8 0,9 1,1 1,5
Biomasse 19,8 8,5 4,0 8,6 6,0 3,7 3,7 5,1 5,0 3,9 3,4
ss-total renouvelables 19,8 8,5 4,0 8,6 6,6 4,4 4,4 6,2 6,3 5,4 5,3
Électricité 4,8 9,4 16,0 24,8 32,5 36,2 41,9 41,5 40,7 42,9 44,3
Total consommation 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
Source : Energy Information Administration [95].

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 50,4 % en 2016, 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 des agrocarburants, 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 2016, les EnR ont contribué à hauteur de 15,3 % à la production d'électricité, d'où la part totale des EnR dans la consommation résidentielle : 12,1 %.

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité aux États-Unis.

Réseaux de chaleur[modifier | modifier le code]

La chaleur issue des centrales de cogénération et des centrales de chaleur pure (chaufferies) et distribuée par les réseaux de chaleur représentait 6,63 Mtep en 2016, soit 0,44 % de la consommation finale d'énergie du pays, destinée pour 79 % à l'industrie et 21 % au tertiaire[1]. Elle était produite à partir de gaz naturel pour 74 %, de charbon pour 10 %, de pétrole pour 6 %, de biomasse pour 7 % et de déchets pour 4 %. La production a progressé de 313 % entre 1990 et 2015 et la consommation de chaleur de 154 %. La production de chaleur des États-Unis atteignait 418 PJ en 2015, au 4e rang mondial avec 3,0 % du total mondial, à comparer avec l'Allemagne : 458 PJ, la France : 136 PJ, la Chine : 4 016 PJ et la Russie, n°1 mondial : 5 207 PJ[3].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre[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 : 83,6 % des émissions totales (en tonnes de CO2-équivalent) en 2014 (78,3 % sous forme de CO2 et 4,4 % sous forme d'autres gaz) ; elles représentent 97 % des émissions nationales de CO2, 45 % de celles de méthane et 10 % de celles de N2O[G 1]. Le total de ces émissions de GES liées à l'énergie atteignait 5 746 Mt en 2014 ; les émissions de CO2 liées à l'énergie sont passées de 4 908,8 MtCO2eq en 1990 à 5 932,5 MtCO2eq en 2005 (+20,9 %) avant de redescendre à 5 377,9 MtCO2eq en 2014 (-9,3 %) ; celles de méthane ont reculé de 363,3 MtCO2eq en 1990 à 307,0 MtCO2eq en 2005 (-15,5 %) avant de remonter à 328,3 MtCO2eq en 2014 (+6,9 %) ; celles de N2O sont passées de 53,6 MtCO2eq en 1990 à 40,0 MtCO2eq en 2014 (-25,4 %)[G 2]. Ces émissions de GES liées à l'énergie comprennent les émissions issues de la combustion de combustibles fossiles : 5 208 Mt CO2-éq (dont 2 039 Mt pour la production d'électricité et 1 738 Mt dans les transport), 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 (318 Mt CO2-éq)[G 3].

Les émissions de méthane au stade de la production ont progressé de 31 % de 1990 à 2014, tandis que les émissions lors du transport ont baissé de près de moitié[G 4] ; les effets des techniques de fracturation hydraulique ont été pris en compte[G 5], mais l'EIA estime l'incertitude sur ses calculs d'émissions de méthane à près de 50 %[G 6].

La revue Science publie en juin 2018 une étude approfondie qui évalue les fuites de méthane dans la chaîne de fourniture de pétrole et de gaz naturel des États-Unis en 2015 à 2,3 % de la production de gaz naturel, soit 60 % de plus que les estimations de l'Environmental Protection Agency[96].

Une étude d'Energydesk (Greenpeace-UK) montre que sur les 16 % de baisse des émissions nationales de CO2 entre 2007 et 2013, seulement 30 % (117 Mt CO2) sont attribuables au gaz de schiste, la principale contribution à cette baisse étant celle des énergies renouvelables : 164 Mt CO2, dont 129 Mt CO2 pour l'éolien, suivie par celle de l'efficacité énergétique (baisse des consommations d'énergie) : 120 Mt CO2. Cette analyse ne prend en compte que les émissions de CO2 et non les fuites de méthane, gaz à effet de serre 25 fois plus puissant que le CO2, sur les sites d'extraction de gaz de schiste[97].

Le président Obama a annoncé le 14 janvier 2015 un objectif de réduction de 40 % des émissions de méthane dans la production et le transport de gaz de schiste d'ici à 2025, alors que la tendance naturelle les amènerait à augmenter de 25 %. Le méthane représente 10 % des émissions de gaz à effet de serre aux États-Unis ; selon Fred Krupp, président du Fonds pour la défense de l'environnement, ces fuites polluent autant que le feraient 180 centrales à charbon. L'Agence de protection de l'environnement compte durcir la réglementation pour les nouvelles installations gazières et pétrolières ; elle présentera ses propositions à l'été 2015, pour une application en 2016[98].

Émissions de dioxyde de carbone[modifier | modifier le code]

Émissions de CO2 liées à l'énergie aux États-Unis par combustible
Source : Energy Information Administration[99]

Selon l'Agence internationale de l'énergie, les États-Unis sont en 2016 le second émetteur de dioxyde de carbone lié à l'énergie : 4 883 MtCO2eq, après la Chine (9 057 MtCO2eq ; mais leurs émissions par habitant s'élèvent à 14,95 tonnes, soit 2,3 fois celles de la Chine : 6,57 t/hab. et 3,4 fois la moyenne mondiale : 4,35 t/hab.[a 10].

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[100]. Les gains attribués au gaz de schiste n'auront donc persisté que 2 ans.

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2016 var.
2016/1971
var.
2016/1990
var.UE28
2016/1990
Émissions[h 1] (Mt CO2) 4 289,0 4 803,1 4 833,1 +12,7 % +0,6 % -20,7 %
Émissions/habitant[h 2] (t CO2) 20,65 19,20 14,95 -27,6 % -22,1 % -26,0 %
Source : Agence internationale de l'énergie

Les émissions des États-Unis ont culminé en 2005 à 5 703,2 MtCO2eq, puis ont décru de 15,3 % entre 2005 et 2016, mais elles sont encore supérieures de 0,6 % à celles de 1990, alors qu'en Europe elles ont baissé de 20,7 %. Par habitant, elles ont baissé de 22,1 % en 26 ans contre 26 % en Europe.

Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible 1971
Mt CO2
1990
Mt CO2
2016
Mt CO2
% var.
2016/1990
var.UE28
2016/1990
Charbon[h 3] 1 105,8 1 837,2 1 356,1 28,1 % -26,2 % -47,0 %
Pétrole[h 4] 1 987,3 1 951,5 1 992,4 41,2 % +2,1 % -17,1 %
Gaz naturel[h 5] 1 195,9 994,9 1 464,5 30,3 % +47,2 % +24,8 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2016 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec. 311,8 6,5 % 0,96 0,40
Industrie et construction 838,5 17,3 % 2,59 1,55
Transport 1 716,2 35,5 % 5,31 1,82
dont transport routier 1 448,9 30,0 % 4,48 1,70
Résidentiel 947,3 19,6 % 2,93 1,40
Tertiaire 864,3 17,9 % 2,98 0,91
Total 4 833,1 100 % 14,95 6,24
Source : Agence internationale de l'énergie[h 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

Tous les secteurs ont des émissions par habitant très supérieures à celles de l'UE, en particulier les transports (2,9 fois), le secteur tertiaire : 3,2 fois et le secteur résidentiel : 2,1 fois.

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Présidence Bush[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 basés sur la performance et à coûts partagés[101]. 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[101]. 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[102] 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[102]. 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[103].
  • 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[104].
  • signé par le président George W. Bush le 8 août 2005 après 4 ans de vicissitudes parlementaires, l'Energy Policy Act[105] 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.

Présidence Obama[modifier | modifier le code]

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 (en), 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 600centrales 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 »[106] ; 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 %[107].
  • dans le cadre de la préparation de la COP21, les États-Unis ont présenté une contribution qui les engage à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre de 26-28 % en 2025 par rapport au niveau de 2005[108].

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[109], 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[110].

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.

La baisse des coûts du solaire et de l'éolien révélée par les derniers rapports de l'AIE et de l'EIA a permis au président Obama de promettre une réduction des émissions de gaz à effet de serre des États-Unis de 26 à 28 % entre 2005 et 2025 ; malgré cela, les prévisions de l'EIA pour 2040 montrent une persistance de l'hégémonie du charbon : le coût de l'électricité produite par les centrales photovoltaïques tomberait à 86,5 $/MWh, celui de l'éolien terrestre à 63,4 $/MWh dans les zones les plus favorables, celui du nucléaire à 80 $/MWh, mais malgré ces coûts très proches de ceux des centrales à charbon et au gaz, la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité du scénario de référence ne serait que de 16,5 % en 2040 contre 13 % en 2013, et plus des deux tiers viendrait encore du charbon et du gaz ; les scénarios alternatifs imaginés par l'EIA (poursuite des subventions aux EnR, capture du carbone, etc) ne parviennent pas à remettre en cause cette part ; seule la création d'une taxe carbone de 25 $/tonne de CO2 au départ et augmentant de 5 % par an serait efficace, réduisant de 80 % les émissions de CO2 des centrales électriques et de moitié les émissions totales liées à l'énergie[115].

Présidence Trump[modifier | modifier le code]

Donald Trump a nommé en novembre 2016 Myron Ebell, ferme opposant de longue date à toute politique de lutte contre le réchauffement climatique, à la tête de l'Agence de protection de l'environnement américaine (E.P.A.) que Trump a promis d'abolir. Comme Donald Trump, Myron Ebell fustige « l'alarmisme » des grands chefs d'État autour du changement climatique. Il estime que le réchauffement provoqué par les gaz à effet de serre est « modeste », et peut-être même « positif » pour la planète. Il dirige le « Competitive Enterprise Institute », un think tank financé par les groupes pétroliers et miniers qui souhaitent supprimer tous les « fardeaux » imposés depuis l'arrivée de Barack Obama au pouvoir[116].

Le 14 février 2017, Donald Trump abroge par décret l'obligation pour les compagnies pétrolières et minières de rendre publics les paiements versés aux États étrangers. Cette règle visait à lutter contre la corruption. Ses détracteurs estiment qu'elle était un frein aux entreprises américaines par rapport à leurs concurrents russes et chinois et entrainait un manque à gagner de 600 millions de dollars par an[117].

Le 4 janvier 2018, le secrétaire aux Ressources naturelles Ryan Zinke a annoncé un plan pétrolier visant à autoriser les forages sur 90 % de leur territoire côtier, alors que la réglementation actuelle, passée sous l'administration Obama, ne prévoyait l'exploitation que de 6 % de la même zone, dans les eaux territoriales ; le projet prévoit 47 autorisations de forage sur cinq ans, à partir de 2019, dans des eaux jusqu'ici peu ou pas exploitées, comme les côtes de Californie, de l'Etat de Washington à l'ouest, ou de Virginie à l'est ; l'État fédéral n'avait autorisé aucune nouvelle exploitation offshore depuis 33 ans en-dehors du Golfe du Mexique ; ce plan soulève l'opposition virulente des organisations environnementales ainsi que des États concernés[118].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. y compris condensats et liquides de gaz naturel.
  2. y compris condensats.
  3. y compris liquides de pétrole, contrairement aux chiffres de l'EIA.
  4. BP prend comme source le rapport 2017 du Federal Institute for Geosciences and Natural Resources allemand (BGR - Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe).

Références[modifier | modifier le code]

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Références de traduction[modifier | modifier le code]

Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

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