Énergie aux États-Unis

Énergie aux États-Unis
Raffinerie de pétrole à Evansville, Wyoming
Bilan énergétique (2012)
Offre d'énergie primaire (TPES)	2 140,6 M tep (89 623,4 PJ)
par agent énergétique	pétrole : 36 % gaz naturel : 27,8 % charbon : 19,9 % électricité : 12,2 % autres renouvelables : 4,1 %
Énergies renouvelables	6,3 %
Consommation totale (TFC)	1 328,4 M tep (55 615,4 PJ)
par habitant	6,81 tep/hab.
par secteur	ménages : 19,1 % industrie : 18,7 % transports : 45 % services : 14,8 % agriculture : 1,4 %
Électricité (2012)
Production	4 290,55 TWh
par filière	thermique : 68,5 % nucléaire : 18,7 % hydro : 7 % éoliennes : 3,3 % biomasse/déchets : 1,8 % autres : 0,7 %
Combustibles (2012)
Production	pétrole : 407,4 Mt gaz naturel : 558,8 Mtep charbon : 495,5 Mtep
Commerce extérieur (2012)
Importations	électricité : 59,3 TWh pétrole : 483,4 Mtep gaz naturel : 72,7 Mtep charbon : 5,8 Mtep
Exportations	électricité : 12,0 TWh pétrole : 13,9 Mtep gaz naturel : 37,1 Mtep charbon : 73,8 Mtep
Sources
IEA[1]
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Le secteur de l'énergie aux États-Unis est marqué par la prépondérance des combustibles fossiles (79,3 % de la production d'énergie primaire et 81,6 % de la consommation d'énergie primaire en 2014) : pétrole (21 % de la production, 35,3 % de la consommation), de charbon (23,3 % et 18,3 %) et de gaz naturel (35 % et 28 %). Le nucléaire assure 9,6 % de la production, couvrant 8,5 % de la consommation ; les énergies renouvelables fournissent 11,1 % de la production, couvrant 9,8 % de la consommation.

La puissance de ce secteur est mise en évidence par les classements internationaux : les États-Unis sont passés en 2014 du 3^e au 1^er rang mondial pour la production de pétrole ; ils sont également au 1^er rang mondial pour la production de gaz naturel, de produits pétroliers, d'électricité nucléaire, éolienne, géothermique et à base de biomasse, au 2^e rang mondial pour la production de charbon et la production totale d'électricité, au 3^e rang mondial pour la production d'électricité solaire, etc.

La consommation d'énergie primaire par habitant des États-Unis est très élevée : 6,81 tonnes d'équivalent pétrole (tep) en 2012, soit 3,6 fois la moyenne mondiale (1,90 tep/hab.).

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

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

Non signataire du Protocole de Kyoto sur le réchauffement climatique, et second émetteur mondial de dioxyde de carbone en 2012 (5 074 millions de tonnes CO2eq ; 16,15 tonnes par habitant) après la Chine (8 206 MtCO2eq ; 6,08 t/hab), les États-Unis commencent toutefois, au niveau municipal ou des États fédérés, à mettre en place quelques programmes de réduction des gaz à effet de serre, tels que le Regional Greenhouse Gas Initiative.

Comparaisons internationales

Les statistiques 2014 de l'Agence Internationale de l’Énergie et celles d'Observ'ER classent les États-Unis aux tous premiers rangs pour la plupart des indicateurs du domaine de l'énergie:

Place des États-Unis dans les classements mondiaux

Source d'énergie	indicateur	rang	année	quantité	unité	% monde	commentaires
Pétrole brut[2]	Production	1er	2014	11,64	Mb/j	10,7 %	2e : Arabie saoudite 11,5 Mb/j, 3e : Russie 10,84 Mb/j
	Importation nette	1er	2012	442	Mt	21,6 %	2e : Chine (269 Mt)
Gaz naturel[k 1]	Production	1er	2013	689	Mds m3	19,8 %	2e : Russie (671 Mds m3)
	Importation nette	9e	2013	37	Mds m3	4,4 %	1er : Japon (123 Mds m3)
Charbon[k 2]	Production	2e	2013	904	Mt	11,6 %	1er : Chine (3 561 Mt)
	Exportation nette	4e	2013	99	Mt	8,0 %	1er : Indonésie (426 Mds m3)
Nucléaire[k 3]	Production	1er	2012	801	TWh	32,5 %	2e : France (425 TWh)
	Puissance installée	1er	2012	102	GW	27,3 %	2e : France (63 GW)
	% nucléaire/élec*	6e	2012	18,8	%		1er : France (76,1 %)
Hydroélectricité[k 4]	Production	4e	2012	298	TWh	7,9 %	1er : Chine (872 TWh)
	Puissance installée	2e	2012	101	GW	9,9 %	1er : Chine (194 GW)
	% hydro/élec	10e	2012	7,0	%		1er : Norvège (96,7 %)
Produits pétroliers[k 5]	Production	1er	2012	787	Mt	20,2 %	2e : Chine (441 Mt)
	Exportation nette	2e	2012	74	Mt	13,7 %	1er : Russie (105 Mt)
Prod.élec.fossiles**[k 6]	Charbon/lignite	2e	2012	1643	TWh	17,9 %	1er : Chine (3 785 TWh)
	Pétrole	7e	2012	33	TWh	2,9 %	1er : Japon (181 TWh)
	Gaz naturel	1er	2012	1265	TWh	24,8	2e : Russie (525 TWh)
Électricité[k 7]	Production	2e	2012	4271	TWh	18,8 %	1er : Chine (4 985 TWh)
	Importation nette	1er	2012	47	TWh	14,7 %	2e : Italie (43 TWh)
Énergie éolienne[O 1]	Production	1er	2012	140,9	TWh	26,4 %	2e : Chine (118,1 TWh)
Biomasse[O 2]	Production élec.	1er	2012	63,3	TWh	19,4 %	2e : Brésil (42 TWh), 3e : Allemagne (41,4 TWh)
Géothermie[O 3]	Production élec.	1er	2012	19,6	TWh	27,9 %	2e : Philippines (10,2 TWh)
Solaire[O 4]	Production élec.	3e	2012	15,0	TWh	14,3 %	1er : Allemagne (28,0 TWh)
* % nucléaire/total production d'électricité ** production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Des changements importants ont eu lieu en 2011-2013 :

• forte hausse de la production de pétrole (+11,8 % en 2012, +13,7 % en 2013) et (moins rapide) de gaz (+4,6 % en 2012, +1,2 % en 2013) grâce aux pétrole et gaz de schiste ; la part des États-Unis dans la production mondiale passe de 8,6 % en 2011 à 10,7 % en 2013 pour le pétrole et de 19,2 % à 19,8 % pour le gaz ;
• baisse des importations de pétrole (-2,5 % en 2011, -11,6 % en 2012) et de gaz (-22 % en 2012, -14 % en 2013 ; passage du 4^e au 9^e rang en deux ans) ;
• charbon : forte baisse de la production (-6,9 % en 2012, -3,3 % en 2013), forte hausse des exportations (+24,7 % en 2012 mais -6,6 % en 2013), forte baisse de la production d'électricité à base de charbon (-6 % en 2011, -12,4 % en 2012), conséquences de la concurrence du gaz de schiste ; la production d'électricité à partir du gaz passe de 1 018 TWh en 2010 à 1 265 TWh en 2012, soit + 24,3 % ;
• électricité : en 2011, la Chine ravit aux États-Unis le 1^er rang des producteurs d'électricité.

Histoire

Historique de la consommation d'énergie primaire des États-Unis 1776-2013
source : U.S. DOE Energy Information Administration.

Le graphique ci-dessus^[3] met en évidence la succession des énergies dominantes aux États-Unis :

L'âge du bois

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.

L'âge du charbon (1885-1948)

• Conditions de travail dans les mines de charbon aux États-Unis
• 

  Enfants mineurs de charbon et mules, en 1908 dans la mine de Gary en Virginie-Occidentale. Source : Library of Congress^[1]

• 

  Mineurs de charbon tirant vers le Fort Anderson depuis une colline durant la Coal Creek War (1891-1892) dans le Comté d'Anderson (Tennessee).

• 

  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.

1. (en)Library of Congress Prints and Photographs Division, Records of the National Child Labor Committee, sur le site de la Library of Congress.

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

Les conditions de travail alors très dures dans les mines causèrent de nombreuses grèves, en particulier la grève des mineurs de charbon de 1894 (Bituminous Coal Miners' Strike), lancée par le syndicat United Mine Workers (UMW) à peine trois ans après sa fondation, qui mobilisa 180 000 mineurs et stoppa la production de charbon des Appalaches au Colorado pendant huit semaines^[4] et des émeutes nommées « guerres du charbon » (coal wars) de 1890 à 1930, en particulier dans les Appalaches, mais aussi au Colorado : la « guerre de Coal Creek » déclenchée en 1891 par la décision des propriétaires de mines de charbon de la vallée de Coal Creek dans le Comté d'Anderson (Tennessee), de remplacer les mineurs par des bagnards ; les mineurs prirent les armes et, pendant plus d'un an, attaquèrent et incendièrent prisons et bâtiments des compagnies, libérant des centaines de prisonniers ; ces émeutes firent des dizaines de victimes parmi les mineurs et les soldats^[5]. Le massacre de Lattimer, mine de charbon près de Hazleton en Pennsylvanie, eut lieu le 10 septembre 1897 : un groupe de supplétifs enrôlés par le shérif du Comté de Luzerne ouvrit le feu sur un cortège de 150 mineurs grévistes, en tuant 19 et en blessant plusieurs dizaines ; les victimes étaient des immigrés récents d'Europe centrale : Polonais, Slovaques, Lituaniens et Allemands^[6],[7] ; en 1914, au cours d'une autre grève de l'UMW 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 »^[8].

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

L'âge du pétrole (et du gaz naturel)

• Histoire du pétrole aux États-Unis
• 

  Réplique de la cabane du moteur et du derrick à Oil Creek, Pennsylvanie, 1er puits de pétrole ouvert en 1859.

• 

  Le « geyser du capitaine Lucas » (1901) à Spindletop Hill, au sud de Beaumont (Texas).

• 

  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^[9]. Les qualités du pétrole pour les usages moteurs en termes de contenu énergétique, de coût de production et de rapidité de réapprovisionnement ont contribué à en faire le combustible le plus utilisé.

Dès les débuts du 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^[10] ; moins polluant et plus facilement transportable que le charbon, il le remplace peu à peu comme ressource favorite pour le chauffage des logements, commerces et bureaux, ainsi que pour les fours industriels.

L'âge du trio fossile (pétrole-charbon-gaz naturel)

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^[11].

Histoire de l'hydroélectricité aux États-Unis

Histoire du nucléaire aux États-Unis

Histoire de la politique énergétique des États-Unis au XX^e siècle

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

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

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

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

L'après-guerre est surtout marqué par le développement de l'énergie 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^[12]. 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^[16].

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

Le 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^[16].

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

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

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

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

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

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

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

Production d'énergie primaire

Production d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (10¹⁵ Btu)

Énergie	1950	1960	1970	1980	1990	2000	2007	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014	Δ 2014*
Charbon	14,06	10,82	14,61	18,60	22,49	22,74	23,49	22,04	22,22	20,68	20,02	20,26	23,3 %	+1,2 %
Gaz naturel	6,23	12,66	21,67	19,91	18,33	19,66	19,79	21,81	23,41	24,61	24,99	26,43	30,4 %	+5,8 %
Pétrole	11,45	14,93	20,40	18,25	15,57	12,36	10,75	11,60	11,95	13,79	15,76	18,32	21,0 %	+16,2 %
NGPL**	0,82	1,46	2,51	2,25	2,17	2,61	2,41	2,78	2,97	3,25	3,53	4,03	4,6 %	+14,0 %
ss-total fossiles	32,56	39,87	59,19	59,01	58,56	57,37	56,44	58,23	60,55	62,32	64,31	69,03	79,3 %	+7,3 %
Nucléaire	-	0,01	0,24	2,74	6,10	7,86	8,46	8,43	8,27	8,06	8,24	8,33	9,6 %	+1,0 %
Hydroélectricité	1,42	1,61	2,63	2,90	3,05	2,81	2,45	2,54	3,10	2,63	2,56	2,47	2,8 %	-3,6 %
Géothermie	-	-	0,006	0,05	0,17	0,16	0,19	0,21	0,21	0,21	0,21	0,22	0,26 %	+3,8 %
Solaire	-	-	-	-	0,06	0,07	0,08	0,13	0,17	0,23	0,31	0,43	0,5 %	+39,8 %
Éolien	-	-	-	-	0,03	0,06	0,34	0,92	1,17	1,34	1,60	1,73	2,0 %	+8,3 %
Biomasse	1,56	1,32	1,43	2,48	2,74	3,01	3,48	4,33	4,52	4,42	4,67	4,83	5,6 %	+3,5 %
ss-total renouvelables	2,98	2,93	4,07	5,43	6,04	6,10	6,53	8,13	9,17	8,83	9,35	9,68	11,1 %	+3,6 %
Total production	35,54	42,80	63,50	67,18	70,70	71,33	71,42	74,77	78,00	79,21	81,90	87,04	100,0 %	+6,3 %
% renouvelables	8,4 %	6,8	6,4	8,1	8,5	8,6	9,1	10,9	11,8	11,1	11,4	11,1
* Δ 2014 = variation 2014/2013 ** NGPL : hydrocarbures liquides issus du traitement du gaz naturel (éthane, propane, butane, etc) Source : Energy Information Administration [21]

On notera :

• la prédominance des combustibles fossiles : 79,3 % ;
• la forte progression du gaz naturel : +33,6 % de 2007 à 2014 ;
• la remontée encore plus dynamique du pétrole : +70,4 % de 2007 à 2014 ; le boom du schiste repose encore plus sur le pétrole de schiste que sur le gaz de schiste ;
• la prédominance de la biomasse parmi les énergies renouvelables : 49,9 % ; il s'agit pour près de moitié des agrocarburants, dont le caractère renouvelable est très contesté ;
• la progression du solaire et de l'éolien, très vive en pourcentage mais modeste en valeur absolue, et en partie compensée par la baisse de la production hydraulique due à trois années de faible hydraulicité ;
• la stagnation de la part des renouvelables depuis quatre ans, du fait de la forte remontée des fossiles.

Importations, exportations et degré de dépendance

Historique des importations et exportations d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (10¹⁵ Btu)

Énergie	1950	1960	1970	1980	1990	2000	2010
Importations
Charbon	0,02	0,01	0,005	0,05	0,09	0,41	0,51
Gaz naturel	-	0,16	0,85	1,01	1,55	3,87	3,83
Pétrole brut	1,06	2,20	2,81	11,19	12,77	19,78	20,14
Produits pétroliers	0,83	1,80	4,66	3,46	4,35	4,75	5,23
Biocarburants	-	-	-	-	-	0,0004	0,004
Électricité	0,007	0,02	0,02	0,09	0,06	0,17	0,15
Total importations	1,91	4,19	8,34	15,80	18,82	28,97	29,88
Exportations
Charbon	0,80	1,03	2,00	2,47	2,79	1,56	2,14
Gaz naturel	0,03	0,01	0,07	0,05	0,09	0,25	1,15
Pétrole brut	0,20	0,02	0,03	0,61	0,23	0,11	0,09
Produits pétroliers	0,44	0,41	0,52	0,55	1,59	2,05	4,75
Biocarburants	-	-	-	-	-	-	0,05
Électricité	-	0,003	0,01	0,01	0,06	0,05	0,07
Total exportations	1,47	1,48	2,63	3,69	4,75	4,01	8,23
Solde import.r (a)	0,45	2,71	5,71	12,10	14,06	24,97	21,64
Conso.éner. prim. (b)	34,62	45,09	67,84	78,07	84,49	98,81	98,02
Taux dép.ce (a/b)	1,3 %	6,0 %	8,4 %	15,5 %	16,6 %	25,3 %	22,1 %
Taux de dépendance (a/b) = solde importateur (a) / consommation d'énergie primaire (b). Source : Energy Information Administration (import[22] et export[23]).

Évolution récente des importations et exportations d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (10¹⁵ Btu)

Énergie	2007	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014	Δ 7 ans*
Importations
Charbon	0,97	0,51	0,36	0,24	0,21	0,27	0,9 %	-73 %
Gaz naturel	4,72	3,83	3,56	3,22	2,96	2,76	11,8 %	-42 %
Pétrole brut	21,91	20,14	19,59	19,24	16,96	16,30	69,9 %	-26 %
Produits pétroliers	6,84	5,22	5,04	4,12	4,17	3,74	16,1 %	-45 %
Biocarburants	0,055	0,004	0,019	0,045	0,075	0,033	0,1 %	-40 %
Électricité	0,175	0,154	0,178	0,202	0,235	0,210	0,9 %	+20 %
Total importations	34,68	29,87	28,75	27,06	24,60	23,31	100 %	-33 %
Exportations
Charbon	1,54	2,14	2,77	3,11	2,92	2,42	19,8 %	+57 %
Gaz naturel	0,83	1,15	1,52	1,63	1,59	1,51	12,3 %	+82 %
Pétrole brut	0,06	0,09	0,10	0,14	0,28	0,73	6,0 %	+1161 %
Produits pétroliers	2,80	4,69	5,83	6,28	6,91	7,44	60,8 %	+162 %
Biocarburants	0,04	0,05	0,11	0,08	0,08	0,08	0,7 %	+125 %
Électricité	0,07	0,07	0,05	0,04	0,08	0,05	0,4 %	-33 %
Total exportations	5,34	8,18	10,38	11,28	11,85	12,22	100 %	+129 %
Solde import.r (a)	29,34	21,69	18,37	15,78	12,75	11,09		-62 %
Conso.éner. prim. (b)	101,03	97,50	96,92	94,50	97,24	98,32		-2,7 %
Taux dép.ce (a/b)	29,0 %	22,2 %	19,0 %	16,7 %	13,1 %	11,3 %
* Δ 7 ans = variation 2014/2007 ; Taux de dépendance (a/b) = solde importateur (a) / consommation d'énergie primaire (b). Source : Energy Information Administration (import[22], export[23] et consommation[24]).

Le taux de dépendance des États-Unis, après avoir été brièvement négatif en 1949,1951 et 1952, s'est accru progressivement ; dès que la production a réduit son rythme de croissance, en 1970, il a décollé : de 6,5 % des besoins en 1970, il est passé à 23 % en 1977 ; après avoir reculé rapidement jusqu'à 9,9 % en 1982 et 1985 du fait de la forte baisse de consommation produite par le deuxième choc pétrolier et la crise monétaire qui s'ensuivit, il a repris son ascension jusqu'à son record de 30,1 % en 2005 ; depuis lors, il n'a cessé de baisser grâce à la conjugaison de l'essor de la fracturation hydraulique et du recul des consommations d'énergie ; mais les prévisions de l'EIA prévoient un ralentissement de cette baisse du taux de dépendance, puis sa stabilisation à 3-4 % en 2035-2040^[25].

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

Énergies fossiles

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

Selon une étude publiée en 2012 par Mark J. Perry, professeur d'économie à l'université du Michigan et membre du think tank « American Enterprise Institute », l'exploitation d'énergies fossiles des États-Unis a augmenté de 12 % entre 2005 et 2012. Les débats de la campagne présidentielle de la même année ont évoqué un retour à l'autosuffisance entre 2020 et 2030^[27]. La même année, l'Agence internationale de l'énergie estime que ce pays redeviendra le premier producteur mondial de pétrole et de gaz à la fin des années 2010.

Des groupes de pression tentent d'obtenir du gouvernement américain la levée de l'interdiction d'exportation du pétrole brut et du gaz naturel ; une dizaine de compagnies pétrolières américaines se sont regroupées pour exercer une action de lobbying revendiquant le droit d'exporter afin de diversifier leur clientèle et conquérir des marchés, grâce aux nouvelles ressources apportées par les pétroles et gaz de schiste, qui ont propulsé les États-Unis au 1^er rang mondial des producteurs de pétrole et ramené à 33 % la part des importations dans la consommation de pétrole ; certains pays tels que la Corée du Sud et le Mexique sont également très demandeurs, ainsi que les pays européens désireux de réduire leur dépendance envers la Russie. L'interdiction d'exporter du pétrole avait été décidée dans le contexte des chocs pétroliers des années 1970 pour assurer la sécurité d'approvisionnement énergétique du pays ; les pétroliers voient dans l'ouverture aux exportations une opportunité d'investir plus dans l'exploration et la production de pétrole et de gaz, créer plus d'emplois, améliorer la balance commerciale et relancer l'économie. Par contre, les raffineurs sont farouchement opposés à cette ouverture car ils exportent actuellement (mai 2014) plus de 3,8 millions de barils par jour de produits raffinés et craignent de perdre ce marché si le pétrole brut peut s'exporter vers les raffineries de pays concurrents. L'opinion publique est également hostile : un récent sondage de FTI Consulting a montré que 53 % des électeurs américains sont contre la levée de l'interdiction, craignant que cela entraine une hausse du prix de l'essence ; les écologistes sont également très opposés car cela entrainerait un accroissement de l'exploitation des gisements de pétrole et gaz de schiste, dont ils dénoncent les conséquences environnementales. Les autorités semblent céder peu à peu à la pression : deux compagnies pétrolières ont été autoriser à exporter des cargaisons d'un pétrole très léger vers la Corée du Sud sous prétexte qu'il était légèrement raffiné^[28].

Pétrole

L'Energy Information Administration fournit les chiffres clés du pétrole aux États-Unis pour 2013^[29] :

• production (pétrole brut, autres liquides pétroliers, biocarburants) : 11,07 Mb/j (millions de barils par jour), dont 7,46 Mb/j de pétrole brut ;
• importations nettes : 6,24 Mb/j (importations de brut : 7,73 Mb/j ; importations de produits pétroliers : 2,13 Mb/j ; exportations : 3,62 Mb/j ;
• principal fournisseur : Canada (3,14 Mb/j) ; importations de l'OPEP : 3,72 Mb/j ;
• taux de dépendance pétrolier net : 33 % ;
• consommation : 18,96 Mb/j, dont 71 % pour les transports ;
• réserves prouvées fin 2012 : 30,53 milliards de barils
• nombre de raffineries : 143.

Réserves de pétrole

Les réserves prouvées de pétrole^{[n 1]} des États-Unis étaient estimées par BP à 5,9 milliards de tonnes fin 2014 (48,5 milliards de barils), soit 11,4 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient les États-Unis au 9^e rang mondial avec 2,9 % du total mondial^{[b 1]}.

Selon le Conseil mondial de l'énergie (rapport 2013 sur les ressources mondiales), les réserves prouvées récupérables des États-Unis à fin 2011 étaient de 4,2 milliards de tonnes (30,9 milliards de barils), au 10^e rang mondial : 2,3 % du total mondial (le n^o 1, l'Arabie saoudite, a 36,2 Mds tonnes, soit 20 %), et sa production de 352 Mt (3^e rang mondial), ce qui laissait seulement 11,5 ans de réserves^[30].

Production de pétrole

En 2014, selon BP, les États-Unis ont produit 519,9 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 11,64 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 15,9 % (+61 % depuis 2004). Ils se classent au 1^er rang mondial^{[n 2]} avec 12,3 % de la production mondiale^{[b 2]}. Selon l'EIA, les États-Unis ont été le premier pays producteur de pétrole et produits pétroliers en 2014 avec 28,3 millions de milliards de BTU contre 23,6 pour l’Arabie Saoudite ; cette production s'est accrue de 11 millions de milliards de BTU depuis 2008 ; sans les produits pétroliers, leur production de brut (y compris les liquides de gaz naturels) est restée au 2^e rang mondial avec 11,8 millions de barils par jour (mb/j), contre 12,4 mb/j pour l’Arabie Saoudite^[31].

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^[32]. 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)^[33].

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^[34].

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^[35]. 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^[36].

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^[37].

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^[38].

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^[39].

La forte baisse des prix du pétrole a entrainé, après une phase d'adaptation par réduction des coûts, une baisse de la production : l'Agence internationale de l'énergie prévoit une baisse de 400 000 barils/jours de la production américaine en 2016, soit près de -10 % ; le nombre de puits en production a déjà chuté de 50 % en un an et le nombre de forages va continuer à baisser rapidement^[40].

Importations et exportations de pétrole

Les importations de pétrole n'ont cessé d'augmenter jusqu'en 2007 (sauf de 1977 à 1982, lors du deuxième choc pétrolier de 1978-1981) ; ensuite, la crise et la remontée de la production nationale ont permis un net recul de ces importations, qui représentaient encore 40 % de la consommation en 2012, 33 % en 2013 et 26,5 % en 2014.

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

Provenance	1970	1980	1990	2000	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014
Brésil	-	3	-	51	200	258	309	272	253	226	151	160	1,7 %
Canada	766	455	934	2	2 455	2 493	2 479	2 535	2 729	2 946	3 142	3 388	36,7 %
Colombie	46	4	182	342	155	200	276	365	433	433	389	317	3,4 %
Mexique	42	533	755	1 373	1 532	1 302	1 210	1 284	1	1 035	919	842	9,1 %
Pays-Bas	39	2	55	30	128	168	140	108	100	99	89	85	0,9 %
Norvège	-	144	102	343	142	102	108	89	113	75	54	45	0,5 %
Russie	3	-	45	72	414	465	563	612	624	477	460	327	3,5 %
Royaume-Uni	11	176	189	366	277	236	245	256	159	149	147	116	1,3 %
Îles Vierges des États-Unis	189	388	282	291	346	320	277	253	186	12
autres non-OPEP	1 027	903	1128	1 581	1 839	1 416	1 307	1 112	1 077	874	786	717	7,8 %
ss-total pays non-OPEP	2 126	2 609	3 721	6 257	7 489	6 961	6 915	6 887	6 881	6 327	6 138	5 997	65,0 %
Algérie	8	488	280	225	670	548	493	510	358	242	115	109	1,2 %
Angola	-	-	-	-	508	513	460	393	346	233	215	151	1,6 %
Équateur	-	27	49	-	-	221	185	212	206	180	236	212	2,3 %
Irak	-	28	518	620	484	627	450	415	459	476	341	364	3,9 %
Koweït	48	27	86	272	181	210	182	197	191	305	328	311	3,4 %
Libye	47	554	-	-	117	103	79	70	15	61	59	6	0,07 %
Nigeria	-	857	800	896	1 134	988	809	1 023	818	441	281	92	1,0 %
Arabie saoudite	30	1 261	1 339	1 572	1 485	1 529	1 004	1 096	1 195	1 365	1 329	1 166	12,6 %
Venezuela	989	481	1 025	1 546	1 361	1 189	1 063	988	951	960	806	789	8,6 %
autres OPEP	172	577	199	72	39	26	50	3	16	9	10	23	0,2 %
ss-total OPEP	1 293	4 300	4 296	5 203	5 980	5 954	4 776	4 906	4 555	4 271	3 720	3 224	35,0 %
Total importations	3 419	6 909	8 018	11 459	13 468	12 915	11 691	11 793	11 436	10 598	9 859	9 221	100,0
Source : Energy Information Administration [41]

En 2014, les exportations ont atteint 4,18 Mb/j, dont 3,83 Mb/j de produits pétroliers, laissant un solde importateur de 6,2 Mbbl/j, soit 26,5 % de l'approvisionnement total ; les exportations ont progressé de 15,4 % par rapport à 2013^[42].

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^[43].

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 ; Barack Obama a laissé entendre qu'il pourrait opposer son veto si la mesure était adoptée par le Sénat^[44].

Consommation de pétrole

En 2014, les États-Unis ont consommé 836,1 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 19,04 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 0,5 % (-10,7 % depuis 2004). Ils se classent au 1^er rang mondial avec 19,9 % de la consommation mondiale, devant la Chine (12,4 %). Leur production ne couvre que 62,2 % de leur consommation^{[b 3]}.

Pétrole de schiste

Les réserves prouvées de pétrole de schiste sont évaluées à 4,3 milliards de barils (87 % du total mondial, dont l'évaluation est très peu fiable) en 2011 ; leur coût de production est estimé entre 70 et 100 $/baril, donc compétitif dans le contexte actuel où les cours mondiaux du brut dépassent 100 $/bl ; les deux principaux gisements en production sont ceux de Bakken dans le Dakota du Nord, exploité depuis 2003, et d'Eagle Ford au Texas, exploité depuis 2009 ; les taux de croissance de leur production, explosifs au départ, ont fortement décru, tombant à 2 % par mois fin 2012 ; la production prévue aux États-Unis pour 2020 est de 1,4 Mbbl/j^[30].

La baisse des cours du pétrole au deuxième semestre 2014 entraîne 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. Dans un rapport paru en novembre 2014, le consultant américain IHS estimait que le prix de revient de 80 % de la production sera compris en 2015 entre 50 et 70 dollars le baril. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que, avec un baril à 80 dollars, les dépenses dans la production de pétrole de schiste baisseront de 10 %. Des sociétés comme Chesapeake, Continental Resources, ou EOG Resources, ont déjà annoncé qu’elles foreraient moins l’an prochain ; mais la plupart d’entre elles continuent pourtant de tabler sur une croissance de 20 à 30 % de leur production en 2015 ; selon l’analyste Alexandre Andlauer, avec un baril de WTI à 70 dollars, la production ne baissera pas de plus de 300 000 barils par jour, à comparer aux 4,3 millions de barils par jour de pétrole de schiste (« tight oil ») produits aux États-Unis^[45].

Les pétroliers qui au début 2015 étaient persuadés de pouvoir maintenir le même niveau de production à moindres coûts reconnaissent, en septembre 2015, s’être lourdement trompés. Certains producteurs restent 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 va licencier 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)^[46].

Les banques, qui avaient soutenu les petits producteurs américains de pétrole au-delà du raisonnable, commencent 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 milliards 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 vont devoir vendre des actifs ou se faire racheter par les majors. ^[47].

Gaz naturel

Réserves de gaz naturel

Les réserves prouvées de gaz naturel des États-Unis étaient estimées par BP à 9 800 milliards de m³ fin 2014 (345 trillions US de pieds cubes), soit 13,4 années de production au rythme de 2014. Ces réserves classaient les États-Unis au 5^e rang mondial avec 5,2 % du total mondial, contre 17,4 % pour le n°1 mondial, la Russie^{[b 4]}.

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 sont principalement situées au Texas (31,7 %), au Wyoming (12,7 %), au Colorado (9,5 %) et dans l'Oklahoma (8,5 %) ; les réserves offshore du golfe du Mexique représentent 5,5 % du total ; environ 89 % des réserves prouvées ne sont pas associées au pétrole^[49].

Production de gaz naturel

En 2014, les États-Unis ont produit 728,3 milliards de m³ de gaz naturel, soit 668,2 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en hausse de 6,1 % (+38 % depuis 2004). Ils se classent au 1^er rang mondial avec 21,4 % de la production mondiale, devant la Russie (16,7 %)^{[b 5]}.

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^[50].

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^[50].

En 2009, la production à augmenté à 624 milliards de m³, faisant du pays le premier producteur mondial^[51].

Importations et exportations de gaz naturel

Les États-Unis sont devenus importateurs nets de gaz naturel en 1958 ; la part des importations dans la consommation a augmenté progressivement jusqu'à 16,4 % en 2005 et 2007, puis s'est réduite rapidement pour retomber à 8,3 % en 2011 et 6 % en 2012 et 2013^[52].

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

Provenance	1973	1980	1990	2000	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014
Canada	1 028	797	1 448	3 544	3 783	3 589	3 271	3 280	3 117	2 963	2 785	2 634	97,7 %
Mexique	2	102	-	12	54	43	28	30	3	0,3	1	1,4	0,05 %
ss-total import. oléoducs	1 030	899	1 448	3 556	3 837	3 632	3 299	3 310	3 120	2 963	2 786	2 636	97,8 %
Algérie	3	86	84	47	77
Égypte						115	55	160	73	35	3
Canada											0,5	0,1	0,005 %
Nigeria				13	95	12	13	42	2		3
Norvège						15	29	26	15	6	6	6	0,2 %
Qatar				46	18	3	13	46	91	34	7
Trinité-et-Tobago				99	448	267	236	190	129	112	70	43	1,6 %
Yémen								39	60	20	11	8	0,3 %
autres				21	18			16	17			2,7	0,1 %
ss-total import. GNL	3	86	84	226	771	352	452	431	349	175	97	59	2,2 %
Total importations	1 033	985	1 532	3 782	4 608	3 984	3 751	3 741	3 469	3 138	2 883	2 695	100,0
Source : Energy Information Administration [53]

Les points d'entrée des importations de gaz canadien par gazoducs sont en 2014^[54] :

• Eastport, Idaho : 23,1 % ;
• Port of Morgan, Montana : 19,7 % ;
• Sherwood, Dakota du Nord : 16,4 % ;
• Sumas, Washington : 13,6 % ;
• Noyes, Minnesota : 12,3 % ;
• Waddington, New-York : 7,1 %.

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	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014
Canada	15	0,1	17	73	482	559	701	739	937	971	911	769	51,0 %
Mexique	14	4	16	105	292	365	338	333	499	620	658	723	47,9 %
ss-total export. oléoducs	29	4	33	178	774	924	1 039	1 072	1 436	1 591	1 569	1 493	98,9 %
Japon	48	45	53	66	47	39	31	33	18	14	0	13	0,9 %
Brésil								3	11	8	0	2,7	0,2 %
Inde								3	13	3	0	0
Corée du Sud							3	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	0,03 %
ss-total export. GNL	48	45	53	66	48	39	33	65	70	28	3	16	1,1 %
Total exportations	77	49	86	244	822	963	1 072	1 137	1 506	1 619	1 572	1 509	100,0
Source : Energy Information Administration [55]

Les points de sortie des exportations de gaz par gazoducs vers le Canada et le Mexique sont en 2014^[56] :

• St. Clair, Michigan : 32,1 % ;
• Niagara Falls, New York : 10,9 % ;
• Roma, Texas : 10,4 % ;
• Clint, Texas : 8,3 % ;
• Ogilby Mesa, Californie : 7,2 %.

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^[57], mais leurs importations dépassent encore ces importations : en 2012, les importations nettes de gaz représentent 6 % de la consommation.

Selon les projections de l'EIA, les États-Unis deviendront exportateurs nets de GNL dès 2016, puis exportateurs nets de gaz naturel en 2018^[25].

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^[58]. 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^[59]. De plus, cet appoint américain ne pourrait être que limité, étant donné que malgré le boom du gaz de schiste, les États-Unis sont encore importateurs nets de 16 % de leur consommation de gaz en 2012 et, selon les projections de l'EIA, le seront encore de 4 % en 2040^[60].

Le terminal GNL de Sabine Pass, initialement destiné à l'importation lors de son inauguration en 2008, est en cours de transformation 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)^[61].

Consommation de gaz

En 2014, les États-Unis ont consommé 759,4 milliards de m³ de gaz naturel, soit 695,3 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en hausse de 2,9 % (+19,7 % depuis 2004). Ils se classent au 1^er rang mondial avec 22,7 % de la consommation mondiale, loin devant la Russie (12 %) et la Chine (5,4 %)^{[b 6]}.

Réseaux de transport et distribution de gaz

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

Les États-Unis disposaient en 2008 de 306 000 miles de gazoducs de transport (réseau inter-états à grand gabarit et haute pression), dont 19 % au Texas et 34 % dans 8 autres états, et 1,2 millions de miles de gazoducs locaux de distribution. En 2007, 125 opérateurs de stockages de gaz naturel géraient environ 400 installations de stockage souterrain ; 1 300 compagnies locales de distribution livrent le gaz aux 71 millions de consommateurs (2011)^[62].

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)^[63].

Gaz de schiste

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^[49].

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^[64].

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^[65]. 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^[66], ceux-ci représentant en 2012 environ 25 % de la consommation de gaz dans le pays^[27].

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^[27].

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^[67].

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^[68]. 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 %)^[69].

Charbon

Réserves de charbon

Les réserves prouvées récupérables de charbon des États-Unis étaient estimées par BP^{[n 3]} à 237,3 milliards de tonnes fin 2014, soit 262 ans au rythme de production de 2014. Ces réserves classaient les États-Unis au 1^er rang mondial avec 26,6 % du total mondial devant la Russie (17,6 %) et la Chine (12,8 %)^{[b 7]}.

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 %^[70].

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^[71].

Production de charbon

En 2014, la production des États-Unis atteignait 507,8 Mtep, soit 12,9 % du total mondial, au 2^e rang mondial, loin derrière la Chine : 1 844,6 Mtep, soit 46,9 % du total mondial ; cette production est en progression de 1,4 % sur 2014, mais elle a baissé de 11,3 % entre 2004 et 2014^{[b 8]}.

En 2013, la production de charbon a été légèrement inférieure au milliard de tonnes, niveau le plus bas depuis 1993 ; 93 % de cette production a été brûlée dans les centrales électriques (1 300 groupes au charbon dans 560 centrales) ; le charbon a été pendant 60 ans la première source d'électricité aux États-Unis, mais sa part a décliné de 50 % en 2007 à 39 % en 2013, de nombreux producteurs d'électricité lui préférant le gaz, devenu moins cher, et les réglementations environnementales ayant rendu plus coûteux le fonctionnement de certaines centrales^[72].

Consommation de charbon

La consommation de charbon des États-Unis s'est stabilisée (-0,3 %) en 2014 à 453,4 Mtep, au 2^e rang mondial avec 11,7 % du total mondial, loin derrière la Chine : 1 962,4 Mtep, soit 50,6 % du total mondial ; elle a baissé de 19,9 % depuis 2004^{[b 9]}.

Le charbon a représenté 18,3 % de la consommation totale d'énergie primaire des États-Unis en 2014^[24].

Exportations de charbon

En 2014, les États-Unis ont exporté 97,3 millions de short tons (88,3 millions de tonnes) de charbon, avec pour principales destinations les Pays-Bas (12,8 %), le Royaume-Uni (10,1 %), la Corée du Sud (8,2 %), le Brésil (8,2 %), le Canada (6,9 %), l'Italie (6,0 %), le Japon (5,1 %), l'Allemagne (4,9 %), le Mexique (4,8 %), l'Inde (4,8 %) et la Turquie (4,6 %)^[73].

De 2000 à 2012, environ 5 % du charbon produit aux États-Unis, en moyenne, ont été exportés. En 2013, cette part a bondi à 12 %, totalisant 117,7 millions de short tons (106,8 millions de tonnes), mais ces exportations de charbon ont baissé de 6 % par rapport aux 125,7 millions de short tons exportés en 2012 ; ces variations ont résulté des mouvements des prix du gaz, en forte baisse en 2012, le gaz ayant de ce fait évincé le charbon de la production d'électricité dans plusieurs régions, mais la remontée des prix du gaz en 2013 a produit l'effet inverse ; les principales destinations des exportations restent l'Europe et le Japon ; en 2013, le Brésil a été le principal importateur de charbon à coke pour la métallurgie et le Royaume-Uni le principal importateur de charbon vapeur pour la production d'électricité ; des quantités modestes de charbon sont importées, en particulier de Colombie : pour certaines centrales sur les côtes du Golfe du Mexique et de l'Atlantique, il est moins coûteux d'importer du charbon que d'acheminer du charbon national par voie ferrée ou par barge^[72].

L'exportation de charbon par voie maritime était passée de 20,1 millions de tonnes en 2002 à 106,7 millions en 2012, dont 60 % était de qualité métallurgique^[74].

Énergies renouvelables thermiques

Biomasse

Une étude du Department of Energy et du Department of Agriculture inventoriait en 2005 les ressources de la biomasse aux États-Unis : elle rappelait qu'un comité consultatif technique établi par le Congrès avait estimé que les biocarburants pourraient remplacer 30 % de la consommation de pétrole d'ici 2030 ; elle évaluait le potentiel de biomasse sèche mobilisable pour des usages énergétiques à plus de 1,3 milliards de tonnes par an, dont 998 millions de tonnes à partir des terres agricoles (428 Mt de résidus de cultures annuelles, 377 Mt de cultures pérennes, 87 Mt de grains utilisé pour les biocarburants et 106 Mt de fumiers, résidus de procédé et autres matières premières diverses) et 368 Mt à partir de l'exploitation forestière ( 52 Mt de bois de feu récolté en forêt, 145 Mt de résidus des usines de transformation du bois et de pâtes à papier, 47 Mt de résidus de bois urbains, dont les débris de construction et démolition , 64 Mt de résidus de l'exploitation forestière et des opérations de défrichage, 60 Mt de biomasse des opérations de réduction des risques d'incendie) ; la quantité de biomasse exploitée en 2003 était de 190 Mt, soit moins de 15 % du potentiel^[75].

Biocarburants

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

Consommation d'énergie primaire

Consommation d'énergie primaire des États-Unis en quadrillions de Btu (10¹⁵ Btu)

Énergie	1950	1960	1970	1980	1990	2000	2007	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014	Δ 2014*
Charbon	12,35	9,84	12,26	15,42	19,17	22,58	22,75	20,83	19,66	17,38	18,04	17,99	18,3 %	-0,3 %
Gaz naturel	5,96	12,39	21,79	20,24	19,60	23,82	23,66	24,57	24,95	26,09	26,82	27,59	28,0 %	+2,9 %
Pétrole	13,32	19,92	29,52	34,20	33,55	38,27	39,49	35,49	34,82	34,02	34,61	34,78	35,3 %	+0,5 %
ss-total fossiles	31,63	42,14	63,52	69,83	72,33	84,73	85,93	80,89	79,45	77,49	79,45	80,34	81,6 %	+1,1 %
Nucléaire	-	0,01	0,24	2,74	6,10	7,86	8,46	8,43	8,27	8,06	8,24	8,33	8,5 %	+1,0 %
Hydroélectricité	1,42	1,61	2,63	2,90	3,05	2,81	2,45	2,54	3,10	2,63	2,56	2,47	2,5 %	-3,7 %
Géothermie	-	-	0,006	0,05	0,17	0,16	0,19	0,21	0,21	0,21	0,21	0,22	0,2 %	+3,8 %
Solaire	-	-	-	-	0,06	0,07	0,08	0,13	0,17	0,23	0,31	0,43	0,4 %	+39,8 %
Éolien	-	-	-	-	0,03	0,06	0,34	0,92	1,17	1,34	1,60	1,73	1,8 %	+8,3 %
Biomasse	1,56	1,32	1,43	2,48	2,74	3,01	3,49	4,27	4,41	4,37	4,67	4,77	4,8 %	+2,1 %
ss-total EnR	2,98	2,93	4,07	5,43	6,04	6,11	6,53	8,07	9,06	8,78	9,36	9,62	9,8 %	+2,8 %
Total consommation	34,62	45,09	67,84	78,07	84,49	98,82	101,03	97,48	96,90	94,49	97,25	98,46	100 %	+1,2 %
% EnR	8,6 %	6,5 %	6,0 %	7,0 %	7,1 %	6,2 %	6,5 %	8,2 %	9,3 %	9,3 %	9,4 %
* Δ 2014 = variation 2014/2013 Source : Energy Information Administration [24]

On peut noter :

• la forte progression de la consommation jusqu'en 2007 : +193 % en 57 ans, soit en moyenne +1,9 % par an ;
• l'impact de la crise de 2008 : -6,6 % en 2 ans (2007-2009) ; malgré une remontée de 2,4 % en 2013, la consommation est encore inférieure de 4 % à son record de 2007 ;
• l'hégémonie des combustibles fossiles : 81,6 % en 2014 ;
• la forte progression du gaz naturel : sa consommation a progressé de 16,6 % depuis 2007, alors que celle du charbon a baissé de 20,9 % et celle de pétrole de 11,9 % ;
• la progression encore plus rapide des énergies renouvelables (EnR) : +47,3 % en sept ans, en particulier éolien : +409 % et solaire : +464 % ;
• la part des EnR passe de 6,5 % en 2007 à 9,8 % en 2014 ; la biomasse représente la moitié de cette part, suivie par l'hydroélectricité.

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

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

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

La consommation d'énergie primaire des américains reste cependant très supérieure à celle de la plupart des habitants de la planète ; en 2012 : 6,81 tep par tête^{[k 8]} contre 1,90 tep en moyenne mondiale et 3,38 pour l'Union européenne^[76].

Bilan énergétique

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

Le diagramme ci-dessus représente le bilan énergétique des États-Unis en 2013, montrant le cheminement des diverses énergies depuis leur production ou importation jusqu'à la consommation finale, toutes les sources d'énergie étant comparées sur la base d'une unité énergétique commune : le quad (quadrillion de BTU, c'est-à-dire : 10¹⁵ British thermal unit).

Consommation d'énergie finale

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

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

Consommation finale d'énergie des États-Unis par secteur en quadrillions de Btu (10¹⁵ Btu)

Secteur	1950	1960	1970	1980	1990	2000	2007	2010	2011	2012	2013	2014	% 2014	Δ 7 ans*	Δ 64 ans*
Industrie[77]	14,39	18,10	24,91	25,38	24,41	26,46	24,89	24,00	23,83	24,10	24,57	24,66	34,0 %	+0,4 %	+71 %
Transport[78]	8,41	10,57	16,07	19,67	22,38	26,51	29,06	27,77	26,66	26,17	26,73	27,09	37,3 %	+1,3 %	+222 %
Résidentiel[79]	5,08	7,34	9,91	9,89	9,71	11,23	11,36	11,62	11,35	10,47	11,61	11,86	16,3 %	+2,2 %	+133 %
Commerce[80]	3,06	3,27	5,38	6,01	6,76	8,23	8,48	8,66	8,59	8,22	8,69	8,95	12,3 %	+3,0 %	+192 %
Total conso.fin.	30,93	39,28	56,34	60,94	63,25	72,42	73,78	72,05	70,95	69,47	71,60	72,56	100 %	+1,3 %	+135 %
* Δ 7 ans = variation 2014/2007 ; Δ 64 ans = variation 2014/1950 Source : Energy Information Administration

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

La stagnation de la consommation d'énergie de l'industrie depuis la fin des années 1960 résulte à la fois des délocalisations et des progrès de l'efficacité énergétique ; la crise de 2008 a affecté surtout l'industrie et le transport ; les consommations des secteurs résidentiel et tertiaire ont déjà dépassé leur niveau de 2007. La « révolution du schiste » que certains commentateurs croient déceler (réindustrialisation et relocalisations grâce à des coûts d'énergie plus bas) ne se voit guère dans les chiffres : au cours des trois dernières années la consommation de l'industrie n'a progressé que de 3,5 %, et elle n'a pas encore retrouvé le niveau de 2007.

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

Évolution de la répartition par source (%) de la consommation finale d'énergie du secteur résidentiel

Énergie	1950	1960	1970	1980	1990	2000	2007	2013	2014
Charbon	24,8	8,0	2,1	0,3	0,3	0,1	0,1	-	-
Gaz naturel	24,4	43,8	50,3	48,8	46,3	45,5	42,6	43,4	44,0
Pétrole	26,1	30,3	27,5	17,5	14,4	13,8	11,0	8,4	8,3
ss-total fossiles	75,3	82,1	79,9	66,6	60,9	59,4	53,7	51,8	52,3
Géothermie	-	-	-	-	0,1	0,1	0,2	0,3	0,3
Solaire	-	-	-	-	0,6	0,5	0,6	1,9	2,1
Biomasse	19,8	8,5	4,0	8,6	6,0	3,7	3,7	5,1	4,9
ss-total renouvelables	19,8	8,5	4,0	8,6	6,6	4,4	4,5	7,3	7,3
Électricité	4,9	9,4	16,0	24,8	32,5	36,2	41,8	41,6	40,4
Total consommation	100	100	100	100	100	100	100	100	100
Source : Energy Information Administration [79].

La part de l'électricité a progressé constamment, sauf au cours de la crise de 2008 ; les énergies fossiles ont reculé continument de 82 % en 1960 à 52 % en 2014, le gaz naturel prenant progressivement la place du charbon, puis du pétrole ; les énergies renouvelables thermiques, représentées au début par le bois uniquement, ont reculé jusqu'à 4,4 % en 2000, puis ont regagné un peu de terrain grâce au retour en grâce du bois et au développement du solaire thermique (chauffe-eau solaire) et de la géothermie (pompes à chaleur).

Bien entendu, les énergies renouvelables sont aussi présentes indirectement dans la rubrique « électricité » : en 2014, les EnR ont contribué à hauteur de 13,2 % à la production d'électricité, d'où la part totale des EnR dans la consommation résidentielle : 12,6 %.

Secteur électrique

Impact environnemental

Les activités liées à l'énergie sont la principale source d'émission de gaz à effet de serre (GES) aux États-Unis : 85,7 % des émissions totales (en tonnes de CO₂-équivalent) en 2011 (81 % sous forme de CO₂ et 4,4 % sous forme d'autres gaz) ; elles représentent 97 % des émissions nationales de CO₂, 43 % de celles de méthane et 11 % de celles de N2O^{[G 1]}. Le total de ces émissions de GES liées à l'énergie atteignait 5 746 Mt en 2011 ; elles comprennent les émissions issues de la combustion de combustibles fossiles (5 277 Mt CO₂-éq), ainsi que les émissions survenant au niveau de leur production, de leur transport, stockage et distribution, émissions qui consistent pour l'essentiel en fuites de méthane (252 Mt CO₂-éq)^{[G 2]}.

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

Selon l'AIE, les États-Unis sont en 2012 le second émetteur de dioxyde de carbone lié à l'énergie^{[k 8]} : 5 074 millions de tonnes CO2eq ; 16,15 tonnes par habitant, après la Chine (8 206 MtCO2eq ; 6,08 t/hab.

L'EIA a annoncé le 13 janvier 2014 que les émissions de CO₂ liées à l'énergie des États-Unis en 2013 ont progressé d'environ 2 %, le charbon ayant regagné des parts de marché contre le gaz à partir d'avril 2013^[82]. Les gains attribués au gaz de schiste n'auront donc persisté que 2 ans.

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 MtCO₂) sont attribuables au gaz de schiste, la principale contribution à cette baisse étant celle des énergies renouvelables : 164 MtCO₂, dont 129 MtCO₂ pour l'éolien, suivie par celle de l'efficacité énergétique (baisse des consommations d'énergie) : 120 MtCO₂. 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^[83].

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^[84].

Politique énergétique

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

• le 17 mai 2001, le président George W. Bush dévoile la National Energy Policy (NEP) élaborée sous la houlette du vice-président Dick Cheney, dont les 105 recommandations comprennent la promotion de la concurrence, l'encouragement à l'investissement dans la production électrique, la constitution d'un réseau national de transport électrique fiable, l'ouverture d'une petite partie du Refuge faunique national Arctic à l'exploration pétrolière et gazière, un budget de 2 milliards de dollars sur 10 ans pour la recherche sur le « charbon propre », le redémarrage du nucléaire par la mise en place du stockage des déchets et l'accélération des procédures d'autorisation des centrales, le développement des technologies de l'hydrogène et de l'énergie de fusion, la création de crédits d'impôt pour les véhicules hybrides et ceux à pile à combustible, l'accroissement des financements des énergies renouvelables et des programmes d'efficience énergétique pourvu qu'ils soient basé sur la performance et à coûts partagés^[85]. 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^[85]. 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^[86] 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^[86]. 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^[87].
• 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^[88].
• signé par le président George W. Bush le 8 août 2005 après 4 ans de vicissitudes parlementaires, l'Energy Policy Act^[89] abolit les restrictions issues de PUHCA et confie des responsabilités étendues à la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) dans le contrôle des réseaux de transport et du commerce inter-états d'électricité, l'octroi de licences pour les projets hydroélectriques, la surveillance des marchés de l'énergie avec le pouvoir de sanctionner les manipulations de marché et les abus anti-concurrentiels.
• l' Energy Independence and Security Act de décembre 2007 visait à accroître l'indépendance énergétique et la sécurité d'approvisionnement : abaissement des normes de consommation de carburants des véhicules, incitation au développement des véhicules électriques et hybrides, promotion des biocarburants et des recherches sur les carburants à base de cellulose ou d'algues, normes plus strictes pour l'efficacité énergétique des appareils ménagers, interdiction des ampoules à incandescence, réduction de 30 % d'ici 2015 des consommations d'énergie des bâtiments fédéraux, soutiens aux économies d'énergie dans l'industrie et le tertiaire ; mais le Sénat bloqua deux dispositions votées par les Représentants : le Renewable portfolio standard qui obligeait les utilities à produire 15 % d'électricité renouvelable, et un paquet fiscal supprimant 21 milliards de $ de déductions fiscales en faveur du pétrole et du gaz.
• le Food, Conservation, and Energy Act (ou 2008 U.S. Farm Bill) de juin 2008 contient une série de mesures pour soutenir la production de biocarburants et l'utilisation énergétique de la biomasse.
• l' Energy Improvement and Extension Act de 2008 crée un nouveau crédit d'impôt en faveur des véhicules hybrides rechargeables et étend les crédits d'impôt existants pour les énergies renouvelables.

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

• l' American Recovery and Reinvestment Act, plan de relance voté en février 2009 en réponse à la crise de 2008, contient, entre autres mesures, de nombreux programmes de développement des transports en commun, en particulier par voie ferrée ; 11 milliards de $ pour l'amélioration des réseaux électriques ; 4,5 Mds $ pour améliorer l'efficacité énergétique dans les bâtiments fédéraux ; 27 Mds $ pour divers programmes de recherche et de promotion des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique, dont 6 Mds $ pour des garanties d'emprunts en faveur des EnR et des réseaux, 5 Mds $ pour l'isolation des logements de personnes à bas revenus, 3,4 Mds $ pour la recherche sur le charbon propre et le captage de CO₂, etc.
• l' American Clean Energy and Security Act, voté le 26 juin 2009 par la Chambre des représentants, est ensuite rejetée par le Sénat est n'entrera jamais en vigueur ; cette loi aurait créé une bourse du carbone similaire au Système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne ; un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 17 % de 2005 à 2020 était fixé ; la loi imposait aux utilities l'obligation de produire 20 % d'électricité renouvelable, lançait des programmes de subventions de grande ampleur pour les énergies renouvelables (90 Mds $), le captage et stockage du dioxyde de carbone (60 Mds $), les véhicules électriques et à hydrogène (20 Mds $) et la recherche scientifique (20 Mds $).
• le Hydropower Regulatory Efficiency Act de février 2013 facilite le développement de petites centrales hydroélectriques.
• le 2 juin 2014, le président Obama a présenté un texte visant à réduire de 30% d'ici à 2030 les émissions de CO₂ des centrales électriques par rapport à 2005 ; cette décision découle du plan d'action sur le climat annoncé le 25 juin 2013 ; prenant acte de la paralysie du Congrès, le président américain avait décidé de contourner l'obstacle en passant par la voie réglementaire. Il avait donné un an à l'Agence pour la protection de l'environnement (EPA) pour établir des normes de pollution ; en septembre 2013, l'agence avait d'abord décidé de mesures concernant les futures centrales ; la nouvelle mesure concerne celles en activité. Les 1 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 »^[90] ; 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 %^[91].

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^[92], 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^[93].

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 :

• • le Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI), créé en 2005 par sept États du Nord-est, vise à réduire les émission 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^[94].
  • le Midwestern Greenhouse Gas Reduction Accord, créé en 2007 par six États du Middle West 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^[95].
  • 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^[96] qui a finalement préféré mettre en place une taxe carbone ; le site web de la WCI^[97] 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^[98].

Notes et références

Notes

Références

• (en) [PDF] Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA) Key World Energy Statistics 2014, octobre 2014.

• (en) [PDF] BP Statistical Review of World Energy, BP, juin 2015.

• [PDF] Observ'ER La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - 15è inventaire - édition 2013 - chapitre 2 - aperçu des dynamiques régionales par filière, consulté le 5 février 2014.

• (en)[PDF]« Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks : 1990-2011 - chapter 3. Energy », sur EPA (U.S. Environmental Protection Agency),‎ avril 2013 (consulté le 1^er mai 2013)

• Autres

Références de traduction

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Energy in the United States » (voir la liste des auteurs).

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « History of coal mining in the United States » (voir la liste des auteurs).

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « History of the petroleum industry in the United States » (voir la liste des auteurs).

• (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Coal mining in the United States » (voir la liste des auteurs).

Voir aussi

Articles connexes

• Économie des États-Unis
• Électricité aux États-Unis
• Project Independence
• Politique environnementale des États-Unis
• Géopolitique du pétrole
• Métro de New York#Le métro en chiffres (consommerait autant d'énergie qu'une ville de 300 000 habitants)

Liens externes

• (en) United States Energy Profile sur le site web de l'Energy Information Administration

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