États-Unis : les promesses de Trump d’un âge d’or (noir) sont-elles tenables ?

information fournie par The Conversation •03/02/2026 à 15:50

(Crédits: Unsplash - Zbynek Burival)

Donald Trump a fait du slogan « Drill, baby, drill ! » l'étendard de son retour à la Maison-Blanche. L'objectif affiché est de dynamiser la production pétrolière, tout en ramenant le prix de l'essence sous les « deux dollars le gallon » pour soulager un électorat populaire et rural frappé par l'inflation. Mais derrière le slogan, les données du secteur pétrolier compliquent l'équation simpliste du président des États-Unis.

Lors de son investiture, le 20 janvier 2025, Donald Trump avait proclamé : « We will drill, baby, drill ! » (en français : « Fore, chéri, fore ! ») Ce slogan résume la nouvelle orientation de la politique énergétique américaine, exploiter l'« or liquide sous nos pieds » pour conforter les États-Unis parmi les premières puissances exportatrices et faire chuter le prix de l'essence en dessous du seuil symbolique de 2 dollars le gallon (soit 1,69 euro les 3,79 litres) – un niveau atteint épisodiquement au cours des vingt dernières années.

Le message a trouvé un écho dans la partie de l'électorat marquée par la flambée des prix sous la présidence Biden, lorsque l'essence a dépassé 3,50 dollars (2,95 euros) le gallon. Mais ces deux objectifs – maximiser la production et minimiser les prix à la pompe – tirent en sens inverse. Obtenir une essence avoisinant 2 dollars le gallon, requiert un baril en dessous de 50 dollars (42,2 euros), alors que les investissements dans de nouveaux projets requièrent… quelques dizaines de dollars de plus.

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Un pétrole de schiste structurellement coûteux

Contrairement aux grands gisements conventionnels du Moyen-Orient, le pétrole de schiste américain est intrinsèquement coûteux à exploiter. Les estimations convergent aujourd'hui vers un coût moyen de l'ordre de 70 dollars (59 euros) par baril pour les nouveaux projets. Ce chiffre masque toutefois une vaste dispersion :

• dans les meilleurs sweet spots, certains puits restent rentables autour de 40 dollars (33,7 euros) ;
• à l'inverse, les zones moins favorables exigent des prix de 80 à 90 dollars (de 67,5 à 75,9 euros) pour couvrir les investissements et rémunérer le capital.

À mesure que les meilleures zones sont exploitées, la production se déplace vers des gisements plus complexes et plus chers. Plusieurs projections indiquent ainsi que la rentabilité du schiste américain pourrait se rapprocher de 95 dollars (plus de 80 euros) le baril d'ici à 2035.

Des prix orientés à la baisse

Cette tendance de fond entre en collision avec l'évolution récente des prix. Pour 2026, les grandes banques et l'Agence d'information sur l'énergie américaine (EIA) anticipent un baril orienté à la baisse, autour de 55 dollars (46,4 euros). Dans un tel scénario, une part croissante des projets de schiste devient non rentable.

Un an après son retour au pouvoir, la promesse de Donald Trump de ramener l'essence sous les 2 dollars le gallon apparaît ainsi très éloignée des perspectives offertes par la géologie. En janvier 2025, le prix moyen national s'élevait à 3,15 dollars (2,66 euros) ; fin janvier 2026, il s'établit encore autour de 2,85 dollars (2,40 euros), soit une baisse limitée à 10 %. Et l'EIA ne prévoit même pas de retour durable sous les 3 dollars (2,5 euros) avant au moins 2027.

Déréglementer massivement ne suffit pas à relancer la production

La nouvelle administration n'a pas ménagé ses efforts pour « libérer » l'offre d'hydrocarbures. Dès son premier jour de mandat, Donald Trump signe un ordre exécutif intitulé « Unleashing American Energy_ », déclarant une « urgence énergétique nationale » afin d'accélérer la délivrance de permis et de lever les moratoires instaurés par Joe Biden sur les forages offshore et les terres fédérales. Des baux pétroliers et gaziers sont également ouverts dans le refuge de l'Arctique et la réserve nationale d'Alaska.

Résultat : les permis de forage augmentent d'environ 55 % en 2025. Mais obtenir un permis ne signifie pas forer. Les compagnies sécurisent des droits pour l'avenir, tout en conservant une grande flexibilité d'investissement : elles ne mettent effectivement les projets en chantier que si les prix anticipés justifient le risque. Et ce n'est pas le cas.

Près de 100 000 barils en moins prévus

Les signaux en provenance du terrain traduisent la prudence. Le nombre de plateformes de forage actives aux États‑Unis a reculé de 30 % en trois ans. En volume, la production a bien atteint un pic de 13,6 millions de barils par jour en 2025, mais l'EIA anticipe déjà un recul d'environ 100 000 barils en 2026, première baisse depuis 2021, avec une poursuite de la tendance en 2027.

Une enquête conduite par la Réserve fédérale de Dallas montre que la grande majorité des pétroliers jugent que les allégements réglementaires ne réduisent leurs coûts que de moins de 2 dollars par baril. Loin de compenser l'épuisement progressif des meilleurs gisements et les hausses de coûts liées à la politique tarifaire.

L'effet boomerang des tarifs douaniers

Si le pétrole brut importé est exempt de droits de douane, les équipements et matériaux nécessaires à la production domestique – notamment l'acier et ses dérivés – sont frappés de tarifs pouvant atteindre 25 à 50 %. Certaines estimations font état d'une hausse d'environ 5 % des coûts de production en 2025, sous cette impulsion.

Face à cette pression, l'industrie mise sur le numérique, l'intelligence artificielle et les drones pour optimiser la localisation des puits, réduire les délais de développement et augmenter la productivité. Ces innovations permettent effectivement de contenir la hausse des coûts : sans elles, le seuil de rentabilité moyen des nouveaux projets se situerait probablement déjà autour de 80 dollars (67,5 euros) par baril, contre environ 70 dollars (59 euros) aujourd'hui.

Implacable arithmétique

Mais, même avec ces gains d'efficacité, l'arithmétique reste implacable : avec des perspectives de prix à moyen terme autour de 55–60 dollars (entre 46 et 50,6 euros), le secteur hésite à lancer un nouveau cycle massif d'investissements dans le schiste. Les investisseurs exigent une gestion rigoureuse des risques, des dividendes et des rachats d'actions plutôt qu'une expansion aventureuse dans ce contexte.

La tension entre volonté politique de prix bas à la pompe et nécessité économique de prix élevés pour rentabiliser le schiste ne se limite pas aux États‑Unis. Elle compliquera également la relance d'autres producteurs à coûts élevés, comme le Venezuela, dont une partie des réserves ne deviendrait rentable qu'avec un baril proche de 100 dollars (84,3 dollars).

Avantage aux consommateurs

À l'échelle mondiale, le tableau à court terme semble favorable aux consommateurs. L'Agence internationale de l'énergie (AIE) anticipe un surplus d'au moins 2 millions de barils par jour en 2026. Cet excédent s'explique par une hausse de la production hors OPEP+ (notamment au Brésil, en Guyana, au Canada ou en Argentine) et une croissance modérée de la demande mondiale (+ 0,9 million de barils par jour seulement), sous l'effet des incertitudes macroéconomiques et des premiers progrès tangibles de la décarbonation, en particulier en Chine dans les transports.

Sous la pression de Washington, l'Arabie saoudite a renoncé à défendre un prix du baril autour de 80 dollars (67,5 euros), pourtant nécessaire à ses équilibres budgétaires, pour éviter de froisser son allié américain. Ce deal implicite – sécurité militaire garantie face à l'Iran en échange de prix relativement bas – structure aujourd'hui une partie du jeu pétrolier mondial. Il permet à court terme de contenir les prix à la pompe pour l'électeur états-uniens, mais il fragilise les producteurs à coûts élevés, au premier rang desquels les producteurs de schiste des États‑Unis. Plusieurs majors, comme Chevron, ExxonMobil ou ConocoPhillips, ont déjà procédé à des milliers de suppressions d'emplois en 2025.

À plus long terme, la perspective est celle d'un sous‑investissement significatif. Les champs pétroliers conventionnels déclinent naturellement à un rythme de 4 à 7 % par an selon leur maturité, au niveau mondial. Autrement dit, l'industrie pétrolière « perd » mécaniquement 4 à 5 millions de barils par jour chaque année du fait de la déplétion géologique. Si les investissements restent déprimés au-delà de 2028, le marché pourrait basculer d'un excédent à un déficit d'offre, avec à la clé un rebond des prix au tournant de la prochaine décennie, selon l'Agence internationale de l'énergie.

Trump, l'industrie pétrolière et la transition climatique : un paradoxe

Le paradoxe fondamental de la séquence actuelle est le suivant : en cherchant à soutenir la production pétrolière américaine par la déréglementation, tout en pesant sur l'OPEP+ pour maintenir des prix bas à la pompe, l'administration Trump affaiblit à moyen terme la rentabilité du schiste et accroît un climat d'incertitude pour l'ensemble de l'industrie pétrolière mondiale.

Ces orientations de politique énergétique sont au cœur de la stratégie de croissance de la Maison‑Blanche. Mais en fragmentant les chaînes de valeur, en renchérissant certains intrants par les tarifs douaniers et en décourageant les investissements de long terme dans l'exploration‑production, elle contribue à une dynamique court-termiste qui mine la stabilité du marché et les espoirs de croissance.

Pour la transition climatique, ce désordre a un double visage. À très court terme, des prix bas de l'essence peuvent freiner les changements de comportements et diluer les signaux incitatifs. Mais, en comprimant les marges des producteurs à coûts élevés et en accroissant le risque de volatilité future, cette politique pourrait accélérer, par contraste, la prise de conscience de la vulnérabilité des économies aux chocs pétroliers.

De ce point de vue, si l'Europe veut réduire sa dépendance à ces aléas, le Green Deal ne peut pas être une variable d'ajustement au gré des cycles du baril et doit rester le cap structurant de la décennie, parce que l'« âge d'or noir » promis par Donald Trump est un mirage et une source majeure d'instabilité.

Auteur: Patrice Geoffron - Professeur d'Economie, Université Paris Dauphine – PSL

Cet article est issu du site The Conversation