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[4].
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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[5] 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[6]. 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[7]^,[8] ; 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 »[9].

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[10].

• 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[11]. 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[12] ; 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[13].

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[14].
• 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[15].
• 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[15] et complètement en 1981 par le président Reagan[16].
• Le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[15] :
  • 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[15]. 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[17]. 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[14]. 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[18].

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[18].

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[15].
• 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[15].
• le 9 novembre 1978, en réaction au second choc pétrolier, le président Carter signe le National Energy Act, qui comprend en particulier[15] :
  • 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[15].

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[16].
• 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[19].

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[20].

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[19].
• le 12 novembre 1998, les États-Unis signent le protocole de Kyoto[21] ; 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"[22].
• 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 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].

Les réserves prouvées de pétrole[n 1] des États-Unis étaient estimées par BP à 8,2 Gt (milliards de tonnes) fin 2020 (68,8 Gbl (milliards de barils), soit 11,4 années de production au rythme de 2020. Ces réserves classaient les États-Unis au 8^e rang mondial avec 4 % du total mondial, loin derrière le Venezuela (17,5 %), l'Arabie Saoudite (17,2 %), le Canada (9,7 %) et l'Iran (9,1 %) ; elles ont progressé de 97 % en dix ans (2010-2020)[p 1].

Selon l'U.S. Energy Information Administration, les réserves prouvées de pétrole[n 2] sont tombées de 22,8 Gbl (milliards de barils) en 2007 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, puis sont remontées à 41,2 Gbl en 2017[36].

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 2020, selon BP, les États-Unis ont produit 712,7 Mt (millions de tonnes) de pétrole[n 3], soit 16,48 Mb/j (millions de barils par jour), en baisse de 5 % par rapport à 2019, mais en progression de 114 % depuis 2010. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 17,1 % de la production mondiale devant la Russie : 524,4 Mt (12,6 %) et l'Arabie Saoudite : 519,6 Mt (12,5 %)[p 3].

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 2^e 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 en 2014 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].

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[47].

Les États-Unis étaient en 2020 à la fois le 2^e importateur mondial de pétrole et produits pétroliers avec 7,86 Mb/j, soit 12,1 % des importations mondiales, derrière la Chine : 12,86 Mb/j, soit 19,8 %, et le 1^er exportateur mondial avec 8,12 Mb/j, devant l'Arabie saoudite : 8,03 Mb/j. En 2020, les importations ont chuté de 14 % et les exportations ont augmenté de 277 % ; depuis 2010, les importations ont chuté de 32,7 % et les exportations ont progressé de 0,3 %[p 4]. En millions de tonnes, les importations de brut ont atteint 293,7 Mt en 2020, provenant surtout du Canada : 179,7 Mt (61,2 %), d'Amérique latine : 63,1 Mt (21,5 %), du Moyen-Orient : 35,1 Mt (12 %) et d'Afrique : 8 Mb/j (2,7 %) ; les exportations de brut s'élèvent à 155,3 Mt, dont 21,3 Mt vers le Canada, 57,9 Mt vers l'Europe et 62,1 Mt vers l'Asie (dont 19,8 Mt pour la Chine et 10,7 Mt pour l'Inde). Les États-Unis importent 95 Mt de produits pétroliers, surtout vers le Canada (26 %), la Russie (23 %) et l'Europe (18 %) et en exportent 240,2 Mt, surtout vers l'Amérique latine (51 %), l'Asie (25 %), le Canada (10 %) et l'Europe (10 %)[p 4].

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[48].

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
Brésil	-	3	-	51	200	272	253	226	151	160	214	2,3 %
Canada	766	455	934	2	2 455	2 535	2 729	2 946	3 142	3 388	3 754	39,9 %
Colombie	46	4	182	342	155	365	433	433	389	317	392	4,2 %
Mexique	42	533	755	1 373	1 532	1 284	1	1 035	919	842	758	8,1 %
Pays-Bas	39	2	55	30	128	108	100	99	89	85	56	0,6 %
Norvège	-	144	102	343	142	89	113	75	54	45	58	0,6 %
Russie	3	-	45	72	414	612	624	477	460	330	354	3,8 %
Royaume-Uni	11	176	189	366	277	256	159	149	147	116	121	1,3 %
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 %
Algérie	8	488	280	225	670	510	358	242	115	110	108	1,2 %
Angola	-	-	-	-	508	393	346	233	215	154	136	1,4 %
Équateur	-	27	49	-	-	212	206	180	236	215	230	2,4 %
Irak	-	28	518	620	484	415	459	476	341	369	229	2,4 %
Koweït	48	27	86	272	181	197	191	305	328	311	206	2,2 %
Libye	47	554	-	-	117	70	15	61	59	6	7	0,07 %
Nigeria	-	857	800	896	1 134	1 023	818	441	281	92	83	0,9 %
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 %
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 [49],[50]

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[51].

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[52].

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[53]. 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[54].

En 2020, les États-Unis ont consommé 17,18 Mb/j (millions de barils par jour), soit 32,54 EJ, en baisse de 12,6 % en 2020 et de 8,6 % depuis 2010. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 18,7 % de la consommation mondiale, devant la Chine (16,4 %)[p 5]. Leur production couvre 96 % de leur consommation[p 3].

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[55].

La production devrait augmenter de plus de 50 % d'ici à 2024, prévoit en 2019 l'Agence internationale de l'énergie. 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[56].

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[57].

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[58].

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)[59].

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[60].

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[61].

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[62].

Les réserves prouvées de gaz naturel des États-Unis étaient estimées par BP à 12 600 Gm³ (milliards de m³) fin 2020, soit 13,8 années de production au rythme de 2020. Ces réserves classaient les États-Unis au 5^e rang mondial avec 6,7 % du total mondial, contre 19,9 % pour la Russie, n^o 1 mondial, 17,1 % pour l'Iran, 13,1 % pour le Qatar et 7,2 % pour le Turkménistan[p 6].

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 6^e rang mondial : 3,7 % du total mondial, et sa production de 648 milliards de mètres cubes (2^e 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[63].

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

En 2020, les États-Unis ont produit 914,6 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel, soit 32,93 EJ (exajoules), en baisse de 1,9 % en 2020, mais en progression de 59 % depuis 2010. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 23,7 % de la production mondiale, devant la Russie (16,6 %)[p 7].

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[64].

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[64].

En 2009, la production a augmenté à 624 milliards de m³, faisant du pays le premier producteur mondial[65].

En 2020, les importations de gaz naturel des États-Unis ont atteint 69,5 Gm³, au quatrième rang mondial derrière la Chine (139,1 Gm³), l'Allemagne (102 Gm³) et le Japon (102 Gm³), dont 68,2 Gm³ par gazoducs (Canada) et 1,3 Gm³ par voie maritime, sous forme de GNL. Les exportations ont atteint 137,5 Gm³, au 2^e rang mondial derrière la Russie (238,1 Gm³) et devant le Qatar (127,9 Gm³), dont 76,1 Gm³ par gazoducs (Mexique : 54,3 Gm³, Canada : 21,8 Gm³) et 61,4 Gm³ par voie maritime : Asie 26,4 Gm³, Europe 25,6 Gm³. Le solde est exportateur (depuis 2017) : 68 Gm³ en 2020[p 8].

Les capacités de production américaines de GNL vont plus que doubler en 2019, selon Rystad Energy, portant les États-Unis au troisième rang mondial du GNL, derrière l'Australie et le Qatar. Selon Thierry Bros, chercheur à l'Oxford Institute for Energy Studies, les États-Unis devraient ensuite dépasser l'Australie en 2020 ou 2021[66].

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 3^e exportateur mondial de GNL derrière le Qatar et l'Australie[67].

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 Trinité-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[68].

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
Canada	1 028	797	1 448	3 544	3 783	3 280	3 117	2 963	2 785	2 634	2 626	96,6 %
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 %
Algérie	3	86	84	47	77
Égypte						115	73	35	3
Canada									0,5	0,1	0,4	0,02 %
Nigeria				13	95	42	2		3
Norvège						26	15	6	6	6	12	0,45 %
Qatar				46	18	46	91	34	7
Trinité-et-Tobago				99	448	190	129	112	70	43	71	2,6 %
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 [69]

Les points d'entrée des importations de gaz canadien par gazoducs sont en 2015[70] :

• Eastport (Idaho) : 25,7 % ;
• Port of Morgan, Montana : 19,4 % ;
• Sumas (Washington) : 16,4 % ;
• Sherwood (Dakota du Nord) : 16,0 % ;
• Noyes, Minnesota (en) : 8,7 % ;
• Waddington, New York (en) : 6,7 %.

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
Canada	15	0,1	17	73	482	739	937	971	911	769	701	39,3 %
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 %
Japon	48	45	53	66	47	33	18	14	0	13	8	0,5 %
Brésil						3	11	8	0	2,7	5,5	0,3 %
Inde						3	13	3	0	0
Corée du Sud						12	9	0	0	0
Espagne						4	6	0	0	0
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 [71]

Les points de sortie des exportations de gaz par gazoducs vers le Canada et le Mexique sont en 2015[72] :

• St. Clair (Michigan) : 24,8 % ;
• Rio Grande City (Texas) : 17,7 % ;
• Niagara Falls (New York) : 9,8 % ;
• Roma (Texas) : 9,6 % ;
• Clint (Texas) : 7,2 % ;
• Ogilby Mesa (Californie) : 6,6 %.

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[73], 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, la production de gaz naturel des États-Unis augmenterait de 7 % par an de 2018 à 2020, puis de 1 % par an jusqu'en 2050 ; devenus exportateurs nets de gaz naturel en 2017, ils continueraient à accroître leurs exportations jusqu'en 2050, par gazoducs et par méthaniers[27]. Leur capacité à l’exportation est estimée à 60 millions de tonnes à compter de 2020 ; l'élargissement du canal de Panama en 2016 profitera à cette capacité en réduisant le temps de transit entre le golfe du Mexique et les États riverains de l’océan Pacifique[74].

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[75]. 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[76]. 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[77].

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)[78].

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[79].

En 2020, les États-Unis ont consommé 832 Gm³ de gaz naturel, soit 29,95 EJ (exajoules), en recul de 2,3 % en 2020, mais en progression de 28 % depuis 2010. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 21,8 % de la consommation mondiale, loin devant la Russie (10,8 %) et la Chine (8,6 %). Ils consomment 91 % de leur production[p 9].

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 492 000 km gazoducs de transport (réseau inter-états à grand gabarit et haute pression), dont 19 % au Texas et 34 % dans 8 autres états, et 1,9 million de km 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)[80].

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)[81].

Le graphique ci-joint 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 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[63].

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[83].

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[84]. 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[85], 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[86].

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[87]. 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 %)[88].

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[89].

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[90]. 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[91].

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[92].

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[93].

Les réserves prouvées récupérables de charbon des États-Unis étaient estimées par BP[n 4] à 248,9 Gt (milliards de tonnes) fin 2020, soit 452 années de production au rythme de 2020. Ces réserves classent les États-Unis au 1^er rang mondial avec 23,2 % du total mondial devant la Russie (15,1 %), l'Australie (14,0 %) et la Chine (13,3 %)[p 10].

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 %[94].

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[95].

En 2020, la production des États-Unis s'élevait à 10,71 EJ (exajoules), soit 6,7 % du total mondial, au 4^e rang mondial, loin derrière la Chine : 80,91 EJ, soit 50,7 % du total mondial ; le 2^e producteur, l'Inde (9,8 %), a dépassé les États-Unis en 2016 ; la production américaine est en recul de 25,2 % par rapport à 2019 et de 51,5 % entre 2010 et 2020[p 11].

Le nombre de concessions est passé de 489 en 1990 à 308 en 2015[10].

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 %[96].

La consommation de charbon des États-Unis s'est élevée en 2020 à 9,20 EJ (exajoules), en recul de 19,1 % en 2020 et de 56 % depuis 2010 ; elle se classe au 3^e rang mondial avec 6,1 % du total mondial, loin derrière la Chine : 82,27 EJ, soit 54,3 % du total mondial ; elle est aussi dépassée depuis 2015 par l'Inde : 17,54 EJ (11,6 %). Les États-Unis ont consommé 86 % de leur production[p 12].

En 2020, les États-Unis ont exporté 1,62 EJ de charbon, en baisse de 26,4 % en 2020 et de 20 % depuis 2010. Ces exportations représentent 5,1 % des exportations mondiales, au 6^e rang mondial derrière l'Australie (29,1 %), l'Indonésie (26,8 %), la Russie (17,8 %), la Colombie (5,2 %) et l'Afrique du sud (5,2 %). Ils en ont importé 0,14 EJ[p 13].

En 2015, les États-Unis ont exporté 67 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 %[97].

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 114 millions de tonnes, mais ces exportations de charbon ont ensuite baissé d'année en année, tombant à 54 millions de tonnes en 2016, soit 8 % de la production. Des quantités modestes de charbon sont importées (8,9 millions de tonnes 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[98].

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[99].

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

En 2020, les États-Unis ont produit 1 347 PJ (pétajoules) d'agrocarburants, en recul de 9,6 % en 2020, mais en progression de 21 % depuis 2010. Ils se classent au 1^er rang mondial avec 35,9 % de la production mondiale, devant le Brésil (23,5 %)[p 14].

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.

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 transports), 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[102].

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[103].

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[104].

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[105]. Mais la coalition « America’s Pledge On Climate »[106], 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[107].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, les États-Unis sont en 2018 le second émetteur de dioxyde de carbone lié à l'énergie : 4 921 MtCO₂eq, après la Chine (9 528 MtCO₂eq ; mais leurs émissions par habitant s'élèvent à 15,03 tonnes, soit 2,2 fois celles de la Chine : 6,84 t/hab. et 3,4 fois la moyenne mondiale : 4,42 t/hab.[s 1].

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : 4 766,4 MtCO₂, en recul de 3,1 % par rapport à 2018[h 1] ; par habitant : 14,49 tCO₂[h 2].

Les émissions des États-Unis ont culminé en 2005 à 5 703,2 MtCO₂eq, puis ont décru de 16,4 % entre 2005 et 2019.

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 : 3,0 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[109]. 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[109]. 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[110] 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[110]. 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[111].
• 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[112].
• signé par le président George W. Bush le 8 août 2005 après 4 ans de vicissitudes parlementaires, l'Energy Policy Act[113] 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.