Énergie aux États-Unis

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 XIX^e 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.

• Conditions de travail dans les mines de charbon aux États-Unis
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  Enfants mineurs de charbon et mules, en 1908 dans la mine de Gary en Virginie-Occidentale. Source : Library of Congress[7].
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  Mineurs de charbon tirant vers le fort Anderson depuis une colline durant la guerre de Coal Creek (1891-1892) dans le comté d'Anderson (Tennessee).
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  La Garde nationale du Colorado, mobilisée pour réprimer la grève de l'UMW, posant avec ses fusils dans le camp détruit des mineurs près de Ludlow, comté de Las Animas, Colorado.

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[8] 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[9]. 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[10] - [11] ; 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 »[12].

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[13].

• Histoire du pétrole aux États-Unis
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  Réplique de la cabane du moteur et du derrick à Oil Creek, Pennsylvanie, 1^er puits de pétrole ouvert en 1859.
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  Le « geyser du capitaine Lucas » (1901) à Spindletop Hill, au sud de Beaumont (Texas).
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  La première raffinerie de la Standard Oil, l'une des Sept Sœurs, à Cleveland (Ohio), en 1899.

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 XX^e 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[14]. 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 XIX^e 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[15] ; 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.

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 2^e 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[16].

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[17].
• 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[18].
• 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[18] et complètement en 1981 par le président Reagan[19].
• Le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[18] :
  • 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[18]. 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[20]. 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[17]. En 1951, le réacteur surgénérateur expérimental n^o 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[21].

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 1^er 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[21].

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 destiné à la recherche et au développement de solutions pour la maîtrise et l'utilisation de l'énergie solaire, à Golden dans le Colorado[18].
• 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[18].
• le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[18] :
  • 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[18].

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[19].
• 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[22].

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[23].

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[22].
• le 12 novembre 1998, les États-Unis signent le protocole de Kyoto[24] ; 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"[25].
• 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.

L'Energy Information Administration fournit les chiffres clés du pétrole aux États-Unis pour 2021[36] :

• production de pétrole brut[37] : 11,19 Mb/j (millions de barils par jour) en 2021 (dont 42,4 % au Texas), après un pic à 12,25 Mb/j en 2019 ; la part des États-Unis dans la production mondiale est de 14,5 %, devant la Russie (13,1 %) et l'Arabie saoudite (12,1 %) ;
• pétrole (brut et autres hydrocarbures liquides)[38] : production : 18,77 Mb/j en 2021 (19,27 Mb/j en 2019) ; consommation : 19,89 Mb/j en 2021 (20,54 Mb/j en 2019) ; importations : 8,47 Mb/j ; exportations : 8,54 Mb/j ; solde exportateur : 0,06 Mb/j ; pour le pétrole brut seul, le solde reste importateur : importations 6,11 Mb/j, exportations 2,96 Mb/j ; principal fournisseur : Canada (4,34 Mb/j) ; importations de l'OPEP : 0,96 Mb/j ;
• réserves prouvées fin 2020 : 35,8 Gbl (milliards de barils) ;
• nombre de raffineries : 130.

Les réserves prouvées de pétrole[n 1] des États-Unis étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 8 493 Mt (millions de tonnes) fin 2020, au 9^e rang mondial avec 3,5 % du total mondial, loin derrière le Venezuela (19,3 %), l'Arabie Saoudite (16,2 %), le Canada (10,8 %) et l'Iran (8,8 %) ; le pétrole de schiste en constitue 37 %[r 1]. Elles représentaient 11,4 années de production au rythme de 2020[r 2]. Elles ont fortement progressé : +102 % depuis 2010, grâce à la découverte des réserves de pétrole de schiste et à la progression de 27 % des réserves conventionnelles[39].

Selon l'U.S. Energy Information Administration, les réserves prouvées de pétrole[n 2] ont progressé de 25,2 Gbl (milliards de barils) en 2010 à 47,17 Gbl en 2019, du fait de la prise en compte du pétrole de schiste ; elles sont retombées à 38,21 Gbl en 2020, puis sont remontées à 44,42 Gbl en 2021. . La baisse de 19 % en 2020 s'explique pour l'essentiel par des révisions de 9,6 Gbl dues à la baisse des prix pétroliers induite par les confinements décidés en réaction à la pandémie de Covid-19, alors que les découvertes atteignent 3,2 Gbl en 2020 et 6,3 Gbl en 2021. Ces réserves représentent 10,8 fois la production de 2021[40]. Les réserves de gaz de schiste s'élèvent à 24 Gbl, soit 54 % des réserves pétrolières[41].

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)

En 2021, selon BP, les États-Unis ont produit 711,1 Mt (millions de tonnes) de pétrole[n 3], soit 16,58 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 0,2 % par rapport à 2020 et de 105 % depuis 2011. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 16,8 % de la production mondiale devant la Russie : 536,4 Mt (12,7 %) et l'Arabie Saoudite : 515 Mt (12,2 %)[b 1].

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[43]. 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)[44].

Durant la période 1980-2010, les États-Unis ont dû importer pour un minimum, en 1983, de 1 843,7 Mbl de pétrole brut et produits pétroliers et un maximum, en 2005 de 5 005,5 Mb ; en 2022, ces importations sont tombées à 3 035,9 Mb[45].

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.

En 2020, la chute des cours du brut causée par l'effondrement de la demande liée à la crise du Covid-19 a fait plonger la production de pétrole américaine de près de 13 millions de barils par jour en janvier à un peu plus de 10 millions de barils par jour en mai. Alors que les États-Unis étaient devenus exportateurs nets de pétrole en 2019, la tendance s'est inversée au printemps : les importations ont légèrement dépassé les exportations par voie maritime pendant deux mois consécutifs. La crise a particulièrement affaibli les sociétés pétrolières petites et moyennes , non cotées en Bourse,qui représentent une large majorité du secteur : 60 % des forages selon la banque américaine Citi, qui prévoit que la production des États-Unis ne retrouverait son niveau d'avant-crise qu'en 2025. Plus d'une trentaine de sociétés pétrolières américaines se sont placées sous la protection de la loi sur les faillites depuis janvier. Les majors du pétrole profitent de la crise pour racheter les actifs de concurrents en difficulté : Chevron annonce en juillet l'acquisition de Noble Energy pour 13 milliards de dollars[46].

Le 13 mars 2023, Joe Biden autorise le projet Willow de ConocoPhillips en Alaska, dont la production pourrait atteindre à son pic 180 000 bl/j, soit 1,5 % de la production américaine actuelle. Le projet, qui avait été initialement approuvé par l'administration Trump, avait été bloqué par la justice. Il a ensuite été réduit à trois zones, au lieu des cinq demandées par ConocoPhillips ; de nouvelles restrictions environnementales ont de plus été annoncées sur la Réserve nationale de pétrole (NPR-A) où se trouve le projet[47].

En 2021, les exportations de pétrole brut et produits pétroliers ont atteint 8,54 Mbl/j et les importations 8,47 Mbl/j ; le solde net est donc exportateur de 0,06 Mbl/j, alors qu'à son pic en 2005 il était importateur de 12,55 Mbl/j. Les principales destinations de exportations de pétrole (brut + produits pétroliers) américain sont le Mexique (14 %), le Canada (10 %), la Chine (7 %), l'Inde (7 %) et la Corée du sud (7 %) ; pour le pétrole brut seul, les principaux destinataires sont l'Inde (14 %), la Corée du sud (12 %), le Canada (10 %), les Pays-Bas (10 %) et la Chine (9 %)[38].

En 2022, les États-Unis ont exporté 5,97 Mbl/j de produits pétroliers, en progression de 7 %[48].

Les importations de pétrole brut n'ont cessé d'augmenter jusqu'à 10,12 Mbl/j en 2006 (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, tombées à 6,28 Mbl/j en 2022[49].

Les États-Unis étaient en 2021 à la fois le 2^e importateur mondial de pétrole brut avec 304,7 Mt, soit 14,8 % des importations mondiales, derrière la Chine : 526 Mt (25,5 %), le 1^er importateur mondial de produits pétroliers avec 112,9 Mt, soit 9,2 % des importations mondiales, devant la Chine : 103,4 Mt (8,4 %), et en même temps le 5^e exportateur mondial de brut avec 138,5 Mt, derrière l'Arabie saoudite : 323,2 Mt, la Russie : 263,6 Mt, l'Irak : 176,1 Mt et les Émirats arabes unis : 146,1 Mt et le 1^er exportateur mondial de produits pétroliers avec 244,4 Mt, soit 19,9 % des exportations mondiales. Au total, les États-Unis étaient donc importateur net de brut 166,2 Mt et exportateur net de produits pétroliers 131,5 Mt[b 2]. En 2021, les importations ont augmenté de 7,7 % et les exportations ont baissé de 2,9 % ; depuis 2011, les importations ont chuté de 25,2 % et les exportations ont progressé de 216 %. Les importations de brut de 2021 provenaient surtout du Canada : 187,1 Mt (61,4 %), d'Amérique latine : 58,2 Mt (19,1 %), du Moyen-Orient : 27,2 Mt (8,9 %), d'Afrique : 15,1 Mb/j (5 %) et de Russie : 9,9 Mb/j (3,2 %) ; les exportations de brut se destinaient pour 15,5 Mt au Canada, 51,4 Mt à l'Europe et 61,9 Mt à l'Asie (dont 11,5 Mt pour la Chine et 20,5 Mt pour l'Inde). Les importations de produits pétroliers provenaient surtout du Canada (24,7 %), de Russie (20 %) et d'Europe (20,5 %) et les exportations vont surtout vers l'Amérique centrale et du sud (29 %), l'Asie (23 %), le Mexique (23 %), le Canada (10 %) et l'Europe (11 %)[b 12].

Importations de pétrole brut et produits pétroliers des États-Unis en millions de barils par jour

Provenance	1970	1980	1990	2000	2010	2015	2020	2021	2022	% 2022
Brésil	-	3	-	51	272	214	126	143	194	2,3 %
Canada	766	455	934	2	2 535	3 754	4 125	4 340	4 354	52,3 %
Colombie	46	4	182	342	365	392	284	203	242	2,9 %
Équateur	-	27	49	-	212	230	186	168	169	2,0 %
Mexique	42	533	755	1 373	1 284	758	751	711	807	9,7 %
Russie	3	-	45	72	612	354	540	673	147	1,8 %
Royaume-Uni	11	176	189	366	256	121	85	104	106	1,3 %
ss-total pays non-OPEP	2 126	2 609	3 721	6 257	6 887	6 501	6 977	7 514	7 065	84,9 %
Algérie	8	488	280	225	510	108	15	40	59	0,7 %
Angola	-	-	-	-	393	136	31	36	47	0,6 %
Irak	-	28	518	620	415	229	176	157	311	3,7 %
Koweït	48	27	86	272	197	206	28	33	42	0,5 %
Libye	47	554	-	-	70	7	9	91	79	0,9 %
Nigeria	-	857	800	896	1 023	83	75	125	105	1,3 %
Arabie saoudite	30	1 261	1 339	1 572	1 096	1 058	522	430	558	6,7 %
Venezuela	989	481	1 025	1 546	988	830	-	-	-	0 %
ss-total OPEP	1 293	4 300	4 296	5 203	4 906	2 899	886	959	1 253	15,1 %
Total importations	3 419	6 909	8 018	11 459	11 793	9 401	7 863	8 474	8 318	100 %
Source : Energy Information Administration [50]

Tracé de l'oléoduc Keystone en 2014 et doublement prévu, dit phase IV, tracé en vert.

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 6 novembre 2015 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].

En 2021, les États-Unis ont consommé 18,68 Mb/j (millions de barils par jour), soit 35,33 EJ, en hausse de 8,9 % en 2021 et de 1,2 % depuis 2011. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 19,2 % de la consommation mondiale, devant la Chine (16,6 %) ; leur consommation dépasse de 66 % celle de l'Union européenne (11,6 % du total mondial)[b 13]. Leur production couvre 89 % de leur consommation[b 1].

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.

Les réserves de pétrole de schiste des États-Unis s'élèvent à 24 Gbl, soit 54 % des réserves pétrolières, dont 14,8 Gbl dans le bassin permien, 4,4 Gbl dans le bassin de Williston (Bakken/Three Forks) et 3,6 Gbl dans le bassin de Western Gulf (Eagle Ford)[41].

La production de pétrole de schiste des États-Unis a fortement progressé à partir de 2007, passant d'un niveau moyen de 0,4 Mbl/j au début des années 2000 à 8,34 Mbl/j en novembre 2019. Après une chute pendant la pandémie de Covid-19 à 6,19 Mbl/j en mai 2020, elle a progressivement remonté à 8 Mbl/j au dernier trimestre 2022. Le bassin permien représente en janvier 60 % de la production (Wolfcamp : 32,4 %, Spraberry :18,9 %, Bonespring : 8,5 %), le gisement texan d'Eagle Ford 12,5 % et le gisement de Bakken 13,1 %[54].

L'Agence internationale de l'énergie prévoit en 2019 que la production devrait augmenter de plus de 50 % d'ici à 2024. Selon les prévisions du cabinet Rystad, le schiste représentera 70 % du brut américain en 2024 contre 57 % en 2018, permettant aux États-Unis de dépasser la production combinée de la Russie et de l'Arabie saoudite au milieu de la décennie 2020. L'entrée de Warren Buffett au capital d'Occidental Petroleum montre que le schiste aux États-Unis est devenu un investissement rentable pour les grands groupes, restés longtemps réticents à cause de la courte durée de vie des forages du schiste. Le secteur est mûr pour la consolidation, alors qu'on dénombre quelque 200 opérateurs ayant creusé des puits en 2018[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].

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[58].

En septembre 2021, Shell vend à ConocoPhillips ses actifs dans le Bassin permien, la première région productrice de pétrole et de gaz de schiste. Les réserves de Shell représentaient 10 % du total de celles du bassin permien, au deuxième rang derrière Chevron (15 %). Comme ses concurrents européens BP et TotalEnergies , Shell cherche à réduire son exposition au pétrole, au bénéfice du gaz et des énergies renouvelables. Cette cession réduira la production de Shell de 7 %, fera monter la part du gaz naturel dans le portefeuille du groupe de 45 % à 47 % et réduira ses émissions de gaz à effet de serre de 2 %[59].

Les réserves prouvées de gaz naturel des États-Unis étaient estimées par BGR à 12 996 Gm³ (milliards de m³) fin 2020. Ces réserves classaient les États-Unis au 5^e rang mondial avec 6,3 % du total mondial, contre 23,2 % pour la Russie, n^o 1 mondial, 16,5 % pour l'Iran, 11,6 % pour le Qatar et 6,6 % pour le Turkménistan. Les gaz de schiste constituaient 75 % de ces réserves[r 3]. Elles ont fortement progressé : +68 % depuis 2010, grâce à la forte croissance des réserves de gaz de schiste : +464 %, alors que les réserves conventionnelles reculent de 40 %[39]. Elles représentent 13,7 années de production au rythme de 2020[r 4].

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

En 2021, les États-Unis ont produit 934,2 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel, soit 33,63 EJ (exajoules), en hausse de 2,3 % en 2021 et de 51 % depuis 2011. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 23,1 % de la production mondiale, devant la Russie (17,4 %)[b 3].

La production de gaz naturel s'est élevée en 2021 à 34,5 TcF (trillions de pieds cube), dont 0,8 TcF en mer, pour l'essentiel dans le golfe du Mexique. Elle avait connu un pic en 1973 à 21,7 TcF, puis 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 2021, les exportations nettes des États-Unis atteignent 3,85 TcF[60].

Les plus grands États producteurs en 2021 étaient le Texas (24,6 %), la Pennsylvanie (21,8 %), la Louisiane (9,9 %) et la Virginie-Occidentale (7,4 %)[60].

En 2021, les importations de gaz naturel des États-Unis ont atteint 76,5 Gm³, loin derrière l'Europe (341 Gm³) et la Chine (162,7 Gm³), dont 75,9 Gm³ par gazoducs (Canada) et 0,6 Gm³ par voie maritime, sous forme de GNL. Les exportations ont atteint 179,3 Gm³, au 2^e rang mondial derrière la Russie (241,3 Gm³), dont 84,3 Gm³ par gazoducs (Mexique : 58,7 Gm³ et Canada : 25,5 Gm³) et 95,0 Gm³ par voie maritime : Asie 45,8 Gm³, Europe 30,8 Gm³, Amérique latine 17,2 Gm³. Le solde est exportateur (depuis 2017) : 102,8 Gm³ en 2021, contre un solde importateur de 54 Gm³ en 2011. En dix ans (2011-2021), les importations ont reculé de 19 % et les exportations ont progressé de 338 % (gazoducs : +116 %, GNL : x53)[b 4].

Á la suite de l'Invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022, les importations de GNL américain en Europe et au Royaume-Uni ont bondi de 63 % au premier semestre 2022 ; les installations américaines ont tourné à 87 % de leurs capacités. Trois grands projets en construction sur la côte du golfe du Mexique devraient augmenter les capacités d'exportation américaines de plus de 50 % d'ici à 2027. Selon l'Agence américaine d'information sur l'énergie, les trois seuls projets en construction de Golden Pass et de Corpus Christi Stage III au Texas, et de Plaquemines en Louisiane devraient faire passer les exportations américaines de GNL de 314 Mm³ par jour à 481 Mm³ par jour. S&P prévoit même que ces exportations soient doublées, à 623 Mm³, compte tenu des projets sur la côte Atlantique (Maryland, Delaware et Pennsylvanie)[61].

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[62].

Les États-Unis sont devenus importateurs nets de gaz naturel en 1958 ; les importations ont culminé en 2007 à 4,6 Tcf (trillions de pieds cubes), alors que les exportations avaient commencé à prendre de l'ampleur depuis 2000 ; elles ont dépassé les importations en 2017, puis ont continué à croître pour atteindre 6,65 Tcf contre 2,81 Tcf d'importations en 2021, soit un solde exportateur de 3,84 Tcf. Les importations se font surtout en hiver, pour le chauffage ; 99 % viennent du Canada par gazoducs et 1 % par méthaniers, à 99 % de Trinité-et-Tobago ; jusqu'en 2000, les exportations se faisaient surtout par gazoducs, vers le Canada et le Mexique ; le rapide développement de la production de gaz naturel et du réseau intérieur de gazoducs, surtout dans le bassin permien au Texas, permettant un accroissement de la capture du gaz associé au pétrole de schiste, a fait baisser les prix, améliorant sa compétitivité sur les marchés internationaux. En 2021, les États-Unis exportent du gaz vers 39 pays, dont 46 % par gazoducs (70 % vers le Mexique, 30 % vers le Canada), le reste par méthaniers sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) ; les exportations de GNL se développent rapidement depuis 2015, dépassant en 2021 pour la première fois les exportations par gazoducs[63].

Importations de gaz naturel des États-Unis en trillions de pieds cubes

Provenance	1973	1980	1990	2000	2010	2015	2019	2020	2021	2022	% 2022
Canada	1 028	797	1 448	3 544	3 280	2 625	2 687	2 500	2 784	2 998	99,2 %
Mexique	2	102	-	12	30	0,9	1,9	1,7	1,7	1,1	0,04 %
ss-total import. oléoducs	1 030	899	1 448	3 556	3 310	2 626	2 688	2 502	2 786	2 999	99,2 %
Algérie	3	86	84	47
Égypte					115
Canada						0,4	0,2	0,04	0,2	0,1	0,005 %
France							2,8	2,7
Nigeria				13	42		3,2	6,9
Norvège					26	12		3,0
Qatar				46	46
Trinité-et-Tobago				99	190	71	47	39	21	24	0,8 %
Yémen					39	7
ss-total import. GNL	3	86	84	226	431	92	53	49	22	24	0,8 %
Total importations	1 033	985	1 532	3 782	3 741	2 718	2 742	2 551	2 808	3 023	100 %
Source : Energy Information Administration [64]

Les principaux points d'entrée des importations de gaz canadien par gazoducs sont en 2022[65] :

• Eastport, Idaho (en) : 29,9 % ;
• Sherwood (Dakota du Nord) : 16,2 % ;
• Noyes, Minnesota (en) : 15,1 % ;
• Sumas (Washington) : 13,9 % ;
• Port of Morgan, Montana : 8,7 % ;
• Waddington (New York) : 6,0 %.

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	2010	2015	2019	2020	2021	2022	% 2022
Canada	15	0,1	17	73	739	701	973	904	937	952	13,8 %
Mexique	14	4	16	105	333	1 054	1 865	1 991	2 154	2 074	30,1 %
ss-total export. gazoducs	29	4	33	178	1 072	1 755	2 838	2 894	3 092	3 027	43,9 %
France							118	90	171	571	8,3 %
Royaume-Uni					10		118	160	195	464	6,7 %
Espagne					4		167	200	215	427	6,2 %
Corée du Sud					12		270	316	453	289	4,2 %
Japon	48	45	53	66	33	8	201	288	355	212	3,1 %
Turquie							31	124	189	192	2,8 %
Pologne							38	37	56	127	1,8 %
Inde					3		91	124	196	123	1,8 %
Italie							69	68	34	116	1,7 %
Taïwan							27	64	99	107	1,5 %
Chine							7	214	453	98	1,4 %
Belgique							24	32	6	80	1,2 %
Croatie								3	36	77	1,1 %
Lituanie							3	29	31	77	1,1 %
Brésil					3	5,5	54	112	308	72	1,0 %
Portugal							53	37	66	70	1,0 %
Grèce							15	48	40	69	1,0 %
ss-total export. GNL	48	45	53	66	65	28	1 820	2 390	3 561	3 866	56,1 %
Total exportations	77	49	86	244	1 137	1 784	4 658	5 285	6 653	6 892	100 %
Source : Energy Information Administration [66]

Les principaux points de sortie des exportations de gaz par gazoducs vers le Canada et le Mexique sont en 2022[67] :

• St. Clair (Michigan) : 18,5 % ;
• Rio Grande City (Texas) : 18,1 % ;
• Brownsville (Texas) : 10,9 % ;
• Presidio (Texas) : 7,5 % ;
• Niagara Falls (New York) : 5,8 % ;
• San Elizario (Texas) : 5,5 % ;
• Roma (Texas) : 4,5 % ;
• Ogilby (Californie) : 4,0 %.

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 XX^e siècle, exportateur de gaz[68].

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[69]. 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[70]. 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[71].

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)[72].

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[73].

En 2021, les États-Unis ont consommé 826,7 Gm³ de gaz naturel, soit 29,76 EJ (exajoules), en recul de 0,4 % en 2021, mais en progression de 26 % depuis 2011. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 20,5 % de la consommation mondiale, loin devant la Russie (11,8 %) et la Chine (9,4 %). Ils consomment 88 % de leur production[b 14].

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 2021 de 3 000 000 miles de gazoducs, qui ont livré 27,6 Tcf (trillions de pieds cube) de gaz naturel à 77,7 millions de consommateurs[74].

Les installations de stockage de gaz naturel se composaient fin 2021 de 412 installations, dont 37 cavités salines, 47 aquifères et 328 gisements épuisés ; leur capacité s"élevait à 9 265 Gcf (milliards de pieds cube), dont 705 Gcf en cavités salines, 1 377 Gcf en aquifères et 7 183 Gcf en gisements épuisés[75]. Elles contenaient en octobre 2022 (au début de la saison hivernale) 8 012 Gcf de gaz, dont 505 Gcf dans des cavités salines[76].

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)[77].

En 2021, la production de gaz de schiste aux États-Unis atteint 29,9 TcF, soit 87 % de la production totale du pays (34,5 TcF)[60].

Le graphique ci-dessus regroupe les gisements par grandes régions : Appalaches (gisements de Marcellus et Utica), Texas et états limitrophes (Permian, Haynesville, Eagle Ford, Barnett) et reste des États-Unis.

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 à la fin des années 2000 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[79].

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[80].

Les progrès 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[81]. 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[82], ceux-ci représentant en 2012 environ 25 % de la consommation de gaz dans le pays[33].

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[33].

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[83].

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 1^er 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 1^er 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[84]. 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 %)[85].

En juin 2020, Chesapeake, un des pionniers du schiste américain qui fut, un temps, le deuxième producteur américain de gaz, se place sous le régime des faillites après avoir enregistré une perte nette de 8 milliards de dollars au premier trimestre 2020 du fait de la chute de 30 % du prix du gaz. Plus de 200 sociétés pétrolières et gazières, qui présentaient au total une dette de 130 milliards de dollars, ont déposé le bilan depuis 2015, selon un rapport de Haynes & Boone ; 200 autres pourraient se placer sous le régime des faillites dans les 24 prochains mois[86].

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[87]. 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[88].

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[89].

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 60 000 personnes depuis lors), sept avaient moins d'un an d'expérience[90].

Les réserves prouvées récupérables de charbon des États-Unis étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 218,5 Gt (milliards de tonnes) fin 2020, soit 28,9 % des réserves mondiales[r 5], et celles de lignite) à 29,9 Gt, soit 9,3 % du total mondial[r 6]. Au total, ces réserves atteignent 5 779 EJ, soit 25,8 % des réserves mondiales, au 1^er rang devant la Chine (15,5 %), la Russie (12,5 %), l'Australie (12,1 %) et l'Inde (12,0 %). Elles représentent 172 ans de production au rythme de 2021[b 5].

Au 1er janvier 2022, les réserves prouvées de charbon sont estimées à 471 Gt (milliards de short tons[n 4]), dont 251 Gt sont jugées récupérables[91], dont 145 Gt en mines souterraines et 106 Gt à ciel ouvert. Les États les mieux dotés sont le Montana (74,3 Gt), l’Illinois (37,6 Gt), le Wyoming (34,5 Gt), la Virginie-Occidentale (16,2 Gt), le Kentucky (13,8 Gt), l'Ohio (11,2 Gt), la Pennsylvanie (10,9 Gt), le Colorado (9,4 Gt), le Texas (9 Gt)[92].

En 2021, la production des États-Unis s'élevait à 11,65 EJ (exajoules), soit 7,0 % du total mondial, au 5^e rang mondial, derrière la Chine : 85,15 EJ, soit 50,8 % du total mondial, l'Indonésie (9,0 %), l'Inde (8,0 %), qui a dépassé les États-Unis en 2016, et l'Australie (7,4 %) ; la production américaine est en hausse de 8,9 % par rapport à 2020, mais en recul de 48 % entre 2011 et 2021[b 5].

En 2021, la production de charbon provenait pour 62 % de mines à ciel ouvert ; cinq états totalisent 73 % de la production de charbon : le Wyoming (41 %), la Virginie occidentale (14 %), la Pennsylvanie (7 %), l'Illinois (6 %) et le Montana (5 %). Deux mines géantes produisent à elles seules 21 % du charbon américain : North Antelope Rochelle et Black Thunder, dans le Wyoming, qui compte sept des dix plus grandes mines du pays. La géographie du charbon comprend trois grandes régions : celle des Appalaches (27 % de la production totale), celle de l'intérieur (16 %) et la région occidentale (57 %). La région des Appalaches tire 82 % de sa production de mines souterraines et celle de l'intérieur 67 %, alors que dans la région occidentale (Wyoming, Montana, etc) 91 % de la production provient de mines à ciel ouvert[93].

La production de charbon est répartie en quatre catégories, selon la teneur en carbone et le pouvoir calorifique : l'anthracite (86 % à 97 % de carbone) est extraite uniquement en Pennsylvanie et représente en 2021 moins de 1 % de la production totale ; le charbon bitumineux (45 % à 86 % de carbone), 45 % de la production (surtout Wyoming et Montana) ; le charbon sub-bitumineux (35 % à 45 % de carbone), 46 % de la production (dont 88 % dans le Wyoming et le Montana) ; le lignite (25 % à 35 % de carbone), 8 % de la production (56 % dans le Dakota du nord et 36 % au Texas)[94].

Le nombre de concessions est passé de 489 en 1990 à 308 en 2015[13].

La consommation de charbon des États-Unis s'est élevée en 2021 à 10,57 EJ (exajoules), en hausse de 15,2 % en 2021, mais en recul de 46 % depuis 2011 ; elle se classe au 3^e rang mondial avec 6,6 % du total mondial, loin derrière la Chine : 86,17 EJ, soit 53,8 % du total mondial ; elle est aussi dépassée depuis 2015 par l'Inde : 20,09 EJ en 2021 (12,5 %). Les États-Unis ont consommé 91 % de leur production[b 15].

En 2021, les États-Unis ont exporté 2,14 EJ de charbon, en hausse de 23,6 % en 2021, mais en recul de 14 % depuis 2011. Ces exportations représentent 6,4 % des exportations mondiales, au 4^e rang mondial derrière l'Australie (28,8 %), l'Indonésie (25,6 %), la Russie (17,9 %). Ils en ont importé 0,15 EJ[b 6].

En 2021, les États-Unis ont exporté 85,1 Mst (millions de short tons) de charbon, avec pour principales destinations l'Inde (18 %), la Chine (14,6 %), le Japon (8,9 %), les Pays-Bas (8,6 %), la Corée du Sud (7,5 %), le Brésil (7,3 %), le Canada (5,4 %), l'Égypte (3,2 %), l'Ukraine (3,1 %), le Maroc (2,5 %), l'Allemagne (2,4 %), le Royaume-Uni (1,8 %), l'Autriche (1,5 %), la Pologne (1,4 %), l'Italie (1,2 %) et la Turquie (1,1 %). Les principaux ports d'exportation sont : Norfolk (Virginie) 35 %, Baltimore (Maryland) 23,5 %, New Orleans (Louisiane) 13,3 %, Mobile (Alabama) 10,6 % et Seattle (7,9 %)[95].

Le charbon vapeur, utilisé pour la production d'électricité, représente 84 % des importations de charbon du pays, alors que le charbon à coke, utilisé dans la métallurgie, représente 53 % de ses exportations de charbon. Les importations s'élèvent à 5,4 Mst en 2021, soit environ 1 % de la consommation de charbon du pays ; elles ont connu un pic à 36,4 Mst en 2007. Leurs principales provenance sont la Colombie (62 %), le Canada (19 %), l'Indonésie (9 % et la Russie (6 %). Les exportations ont atteint en 2012 un record à 125,7 Mst, soit 12 % de la production du pays ; en 2021, elles s'établissent à 85,2 Mst, soit 15 % de la production du pays[96].

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[97].

Locaux du National Renewable Energy Laboratory, fondé en 1974, à Golden (Colorado).

En 2020, les États-Unis ont produit 664 kbbl/jour (milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) d'agrocarburants, en progression de 9,5 % en 2021 et de 28 % depuis 2011. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 36,1 % de la production mondiale, devant le Brésil (22,4 %)[b 16].

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.

En 2020, les émissions de gaz à effet de serre (GHG) liées à l'énergie aux États-Unis s'élevaient à 4 744 Mt CO₂eq, soit 13,4 % des émissions mondiales, loin derrière la Chine (30,5 %). En 2021, elles atteignaient 4 979 Mt, en hausse de 5 %, mais inférieures de 5,8 % à leur niveau de 2019 (5 287 Mt)[g 5].

Les activités liées à l'énergie sont la principale source d'émission de gaz à effet de serre (GES) aux États-Unis : 82,1 % des émissions brutes totales (en tonnes de CO₂-équivalent) en 2021 ; elles représentent 96,5 % des émissions nationales de CO₂, 41,6 % de celles de méthane et 10,3 % de celles de N2O. Elles sont passées de 5 368,2 MtCO₂eq en 1990 à 6 351,8 MtCO₂eq en 2005 (+18,3 %) avant de redescendre à 5 212,5 MtCO₂eq en 2021 (-17,9 %) ; de 1990 à 2021, elles ont baissé de 2,9 %. Les émissions de CO₂ s'élèvent à 4 870,6 MtCO₂eq (93,4 %), dont 4 651 MtCO₂eq par combustion, celles de CH₄ à 302,3 MtCO₂eq (5,8 %) et celles de N₂O à 39,6 MtCO₂eq (0,8 %)[102].

Les émissions de CO₂ des États-Unis par combustion de sources fossiles représentent en moyenne 74,9 % des émissions brutes de gaz à effet de serre sur la période 1990-2021 ; elles ont décru de 4 728,2 MtCO₂eq en 1990 à 4 651 Mt en 2021, soit -1,6 % ; par rapport au pic atteint en 2005, elles ont baissé de 19,1 % ; entre 2020 et 2021, elles ont remonté de 7 %. Ces émissions proviennent en 2021 à 44,6 % de la combustion de pétrole, à 34,8 % de celle de gaz naturel et à 20,6 % de celle de charbon. Les principaux secteurs économiques émetteurs sont les transports : 1 789 Mt (38,5 %), la production d'électricité : 1 542 Mt (33,2 %), l'industrie : 762 Mt (16,4 %), le secteur résidentiel : 310 Mt (6,7 %) et le secteur commercial : 224 Mt (4,8 %)[e 1].

Les émissions du secteur des transports se répartissent en 2021 pour l'essentiel entre les camions légers (37 %), les camions de fret (23,5 %) et les véhicules de passagers (20,6 %). Les combustibles les plus émetteurs sont l'essence (53,2 %), le diesel (24,5 %), le kérosène pour avions (10,2 %) ; les biocarburants représentent 5,5 %. Les émissions de l'industrie résultent à 63,4 % de l'utilisation directe de combustibles fossiles pour produire de la vapeur et de la chaleur, et le restant de l'utilisation d'électricité. Elles ont reculé de 22,6 % depuis 1990, du fait de l'évolution structurelle de l'économie (passage d'une économie industrielle à une économie de services), de changements de combustible et d'améliorations de l'efficacité. Les émissions des secteurs résidentiel et commercial reposent principalement sur l'utilisation d'électricité (65,1 % et 69,9 % respectivement), le restant du gaz naturel et de produits pétroliers pour le chauffage et la cuisine ; elles ont reculé de 4,7 % et 3 % depuis 1990[e 2].

Les émissions du secteur de la production d'électricité ont baissé de 15,3 % depuis 1900, en particulier du fait du recul de la part du charbon dans la production de 54,2 % en 1990 à 22,5 %, alors que le gaz naturel est passé de 10,7 % à 37,2 % et l'éolien et le solaire de 0,1 % à 11 %[e 3].

Les émissions de CO₂ de l'industrie gazière atteignent 36,8 MtCO₂eq en 2021, soit 1,2 % des émissions de CO₂ totales et celles de l'industrie pétrolière 24,7 MtCO₂eq (1,0 %)[e 4].

Les émissions de méthane du secteur gazier sont la deuxième source de méthane derrière la fermentation entérique (élevage) ; elles atteignent 181,4 MtCO₂eq en 2021, soit 24,9 % des émissions de méthane et 3,1 % des émissions totales de gaz à effet de serre ; elles ont baissé de 15,7 % depuis 1990. le secteur pétrolier et le secteur charbonnier émettent aussi près de 50 MtCO₂eq de méthane chacun, et le reste du secteur énergétique près de 20 MtCO₂eq[e 5].

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[103].

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[104].

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[105].

Le chef de la diplomatie américaine Mike Pompeo a annoncé le 4 novembre 2019 la notification formelle au secrétariat des Nations unies du retrait des États-Unis de l'accord de Paris sur le climat, deux ans après la décision politique de Donald Trump[106]. Mais la coalition « America’s Pledge On Climate »[107], qui rassemble 4 000 acteurs engagés dans le combat climatique (26 États et territoires, 534 villes et comtés, 2008 entreprises, 438 universités et organismes de santé, 981 organisations confessionnelles et culturelles), qui représentent les deux tiers du produit intérieur brut des États-Unis, 65 % de sa population et 51 % de ses émissions de GES, pourraient, selon leurs engagements pris en 2017, réduire de 25 % les gaz à effet de serre (GES) d'ici à 2030 par rapport au niveau de 2005, selon un rapport produit par l'Université du Maryland et le Rocky Mountain Institute ; ils seraient même en bonne voie de permettre au pays de réaliser les deux-tiers de l'objectif que celui-ci s'était fixé en 2015 à la conférence de Paris pour 2025[108].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, les États-Unis sont en 2020 le second émetteur de dioxyde de carbone par combustion d'énergies fossiles : 4 257,7 MtCO₂, soit 13,4 % des émissions mondiales, après la Chine (10 115,7 Mt, soit 31,9 %)[g 6] ; mais leurs émissions par habitant s'élèvent à 12,90 tonnes, soit 1,8 fois celles de la Chine : 7,13 t/hab. et 3,2 fois la moyenne mondiale : 4,08 t/hab.. En 2021, elles remontent à 13,56 t/hab.[g 7].

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 : 3,1 fois et le secteur résidentiel : 2,3 fois.

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[110]. 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[110]. 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[111] 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[111]. 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[112].
• 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[113].
• signé par le président George W. Bush le 8 août 2005 après 4 ans de vicissitudes parlementaires, l'Energy Policy Act[114] abolit les restrictions issues de PUHCA et confie des responsabilités étendues à la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) dans le contrôle des réseaux de transport et du commerce inter-états d'électricité, l'octroi de licences pour les projets hydroélectriques, la surveillance des marchés de l'énergie avec le pouvoir de sanctionner les manipulations de marché et les abus anti-concurrentiels.
• l' Energy Independence and Security Act de décembre 2007 visait à accroître l'indépendance énergétique et la sécurité d'approvisionnement : abaissement des normes de consommation de carburants des véhicules, incitation au développement des véhicules électriques et hybrides, promotion des biocarburants et des recherches sur les carburants à base de cellulose ou d'algues, normes plus strictes pour l'efficacité énergétique des appareils ménagers, interdiction des ampoules à incandescence, réduction de 30 % d'ici 2015 des consommations d'énergie des bâtiments fédéraux, soutiens aux économies d'énergie dans l'industrie et le tertiaire ; mais le Sénat bloqua deux dispositions votées par les Représentants : le Renewable portfolio standard qui obligeait les utilities à produire 15 % d'électricité renouvelable, et un paquet fiscal supprimant 21 milliards de $ de déductions fiscales en faveur du pétrole et du gaz.
• le Food, Conservation, and Energy Act (ou 2008 U.S. Farm Bill) de juin 2008 contient une série de mesures pour soutenir la production de biocarburants et l'utilisation énergétique de la biomasse.
• l' Energy Improvement and Extension Act de 2008 crée un nouveau crédit d'impôt en faveur des véhicules hybrides rechargeables et étend les crédits d'impôt existants pour les énergies renouvelables.

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

• l' American Recovery and Reinvestment Act, plan de relance voté en février 2009 en réponse à la crise de 2008, contient, entre autres mesures, de nombreux programmes de développement des transports en commun, en particulier par voie ferrée ; 11 milliards de $ pour l'amélioration des réseaux électriques ; 4,5 Mds $ pour améliorer l'efficacité énergétique dans les bâtiments fédéraux ; 27 Mds $ pour divers programmes de recherche et de promotion des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique, dont 6 Mds $ pour des garanties d'emprunts en faveur des EnR et des réseaux, 5 Mds $ pour l'isolation des logements de personnes à bas revenus, 3,4 Mds $ pour la recherche sur le charbon propre et le captage de CO₂, etc.
• l' American Clean Energy and Security Act (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 »[115] ; 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 %[116].
• 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[117].

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[118], 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[119].

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.

• • le Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI), créé en 2005 par sept États du Nord-est, vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre par un programme de plafond et d’échange d’émissions (cap and trade) destiné aux centrales électriques ; dix états participent à l’initiative et la Pennsylvanie a un statut d'observateur, de même que les provinces canadiennes du Québec, de l'Ontario et du Nouveau-Brunswick ; les échanges de droits d'émission ont commencé en septembre 2008. En février 2013, constatant que les émissions avaient été de 91 Mt CO₂ alors que le plafond était fixé à 165 Mt, les membres du RGGI ont décidé d'abaisser ce plafond à 91 Mt en 2014 et de le réduire de 2,5 % par an jusqu'à 2020[120].
  • le Midwestern Greenhouse Gas Reduction Accord, créé en 2007 par six États du Midwest ainsi que trois observateurs et la province canadienne du Manitoba, prévoyait la création d'un marché du carbone ; ce projet a été abandonné, bien qu'il n'ait pas fait l'objet d'une suspension officielle[121].
  • La Western Climate Initiative, créée en février 2007 par cinq États des États-Unis à l'initiative du gouverneur de la Californie Arnold Schwarzenegger, a pour objectif une réduction de 15 % des émissions de gaz à effet de serre en 2020, par rapport à l'année de référence de 2005, par la création d'un marché du carbone ; en 2011, presque tous les membres se sont retirés ; fin 2011, seuls restent la Californie et quatre provinces canadiennes, dont la Colombie-Britannique[122] qui a finalement préféré mettre en place une taxe carbone ; le site web de la WCI[123] ne donne plus de nouvelles depuis 2012.

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[124].

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 (EPA) 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[125].

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[126].

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'État 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[127].

Malgré les convictions climatosceptiques affichées par le gouvernement Trump, en 2019 « une majorité croissante d'Américains pensent que le réchauffement climatique est réel, comprennent qu'il est provoqué par les humains et sont inquiets de ses conséquences », selon une enquête de l'université de Yale : c'est le cas de 80 % des électeurs démocrates modérés et de 54 % des électeurs républicains modérés, et l'augmentation du niveau de préoccupation des plus conservateurs au cours des cinq dernières années (+18 points) est pratiquement aussi marquée que celle des démocrates modérés et centristes (+19 points). Les candidats démocrates font campagne sur un projet de « Green New Deal »[128].

Dès son investiture en janvier 2021, le président Joe Biden réintègre les États-Unis dans l'Accord de Paris sur le climat. En avril, il organise un « Sommet des dirigeants sur le climat » au cours duquel il annonce un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre américaines de 50 à 52 % d'ici à 2030, par rapport à 2005 ; l'engagement pris dans l'Accord de Paris en 2015 était une réduction de 26 à 28 % en 2025[129].

Le 19 avril 2022, le Department of Energy annonce un programme d'appels à candidatures pour soutenir la poursuite de l'exploitation des réacteurs nucléaires américains, le « Civil Nuclear Credit Program » (CNC), doté de 6 milliards $, dans le cadre de la loi sur les infrastructures[130].

• (en) Greenhouse Gas Emissions from Energy 2022 - Highlights, Agence internationale de l'énergie, septembre 2022, [xls].

• (de) Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières, BGR Energiestudie 2021 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung [« Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial »], février 2022, 175 p. (lire en ligne [PDF])

• (en) BP Statistical Review of World Energy 2022 - 71st edition [PDF], BP, 29 juin 2022.

• (en) [PDF] « Draft Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2021 », sur EPA (U.S. Environmental Protection Agency), février 2023 (consulté le 19 mars 2023)

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