Avec un potentiel géothermique supérieur à 1 170 MW et un accord signé le 17 juin 2026, la Colombie et l’Islande accélèrent la coopération technologique pour développer une électricité bas carbone, stable et moins dépendante des combustibles fossiles.
La Colombie sécurise enfin un cadre crédible pour la géothermie
La Colombie et l’Islande ont formalisé le 17 juin 2026 un mémorandum de coopération consacré au développement de la géothermie. Le point central ne tient pas dans l’annonce diplomatique elle-même, mais dans ce qu’elle débloque sur le terrain : transfert de savoir-faire, structuration réglementaire et montée en compétence locale. La source espagnole évoquait déjà cette date et cette orientation. Les sources officielles colombiennes confirment surtout que le pays veut sortir la géothermie du statut de promesse pour l’amener vers des projets exploitables.
Le signal le plus concret vient du ministère colombien de l’Environnement. Selon MinAmbiente, les résolutions 0418 et 0419 de 2026 fixent pour la première fois des termes de référence environnementaux dédiés aux projets d’exploration et d’exploitation géothermiques. Le ministère assume une ligne claire : accélérer la diversification du mix sans desserrer les exigences environnementales. C’est la bonne approche. Sans règles lisibles, le capital privé attend. Avec des règles flustes, l’acceptabilité locale s’effondre. Avec un cadre précis, le secteur peut enfin tester sa viabilité réelle.
La géothermie a un avantage simple et encore sous-estimé en Amérique latine : elle produit en continu. Selon MinAmbiente, cette énergie peut fournir de l’électricité 24 heures sur 24 sans dépendre du soleil, du vent ou des pluies. Dans un pays exposé aux tensions climatiques et à la variabilité hydrologique, cet argument pèse lourd. La Colombie ne cherche pas seulement une nouvelle filière verte. Elle cherche une production pilotable à faibles émissions.
Pourquoi l’Islande compte vraiment dans ce dossier
Le choix de l’Islande n’a rien d’anecdotique. Selon Orkustofnun, l’agence nationale de l’énergie islandaise, la géothermie représente plus de 60 % de la consommation d’énergie primaire du pays grâce à ses usages pour l’eau chaude, l’électricité, l’horticulture et d’autres applications. Dit autrement, la Colombie ne va pas chercher un simple partenaire institutionnel. Elle se branche sur un pays qui exploite la ressource à l’échelle de son économie.
La valeur de cette coopération ne se limite donc pas à l’équipement. Elle porte sur les méthodes d’exploration, la gestion des permis, les modèles de formation et les standards de durabilité. Selon Orkustofnun, l’agence encadre en Islande la recherche et l’utilisation de la ressource géothermique au titre du Natural Resources Act. C’est exactement ce qui manque encore aux pays qui démarrent : une culture d’exécution, pas seulement des intentions.
À mon sens, le vrai apport islandais sera humain avant d’être industriel. Former des ingénieurs, structurer les données du sous-sol, hiérarchiser les zones, standardiser les protocoles de forage et d’injection : c’est là que se joue la différence entre un projet vitrine et une filière. La source espagnole mentionnait ateliers, visites d’étude et coopération universitaire. Les documents colombiens sur les exigences techniques montrent que cet axe n’est pas décoratif : les futurs porteurs de projet devront démontrer des capacités techniques, juridiques et financières solides.
Le potentiel colombien existe, mais il doit passer le test du forage
La base géologique est connue. La Colombie est située sur le Cinturón de Fuego del Pacífico, avec des zones volcaniques actives ou anciennes favorables à la géothermie. La source d’origine avançait un potentiel supérieur à 1 170 MW. Ce chiffre circule dans l’écosystème institutionnel colombien, mais d’autres estimations officielles ont déjà été plus élevées. Un document de la UPME consacré à l’intégration des renouvelables en Colombie évoque ainsi un potentiel de l’ordre de 2 210 MW pour le pays. Cet écart montre une chose : le sujet reste encore au stade où les estimations dépendent fortement du périmètre retenu et du niveau de maturité des données.
C’est précisément pour cela que la coopération avec l’Islande a du sens. Entre une carte de potentiel et une centrale raccordée, l’étape critique reste le forage. La ressource doit être prouvée, caractérisée, puis convertie en projet bancable. La géothermie ne pardonne pas l’approximation : température, perméabilité, débit, chimie des fluides et comportement du réservoir décident de tout.
La source espagnole cite plusieurs départements à fort intérêt, notamment Caldas, Nariño, Tolima et Huila. Le dossier le plus visible reste celui de Nereidas, dans le massif volcanique du Ruiz. Selon MinAmbiente, Nereidas constitue la première grande initiative d’exploration géothermique en Colombie. Autrement dit, le pays ne part pas de zéro sur le plan politique, mais il reste encore au début sur le plan industriel.
Nereidas, premier vrai test industriel
Le projet Nereidas concentre logiquement l’attention, car il sert de démonstrateur réglementaire et technique. Selon MinAmbiente, il doit permettre d’avancer vers un usage responsable d’une énergie propre, à faibles émissions de carbone et disponible de manière constante sur le long terme. Là encore, il faut rester factuel : la capacité finale du projet n’est pas communiquée dans les sources consultées. Non communiqué.
En revanche, les exigences imposées aux développeurs sont bien documentées. Selon la résolution technique publiée par le ministère colombien des Mines et de l’Énergie, tout passage à l’exploitation suppose notamment de prouver l’existence de la ressource et de son potentiel, de détailler les caractéristiques techniques du projet électrique, de décrire les puits producteurs et injecteurs envisagés, ainsi que de proposer une première taille de centrale et la technologie retenue. C’est une rupture utile avec les approches trop générales. Le projet doit être démontré, pas simplement annoncé.
Le même texte précise aussi qu’en cas de cession d’un registre d’exploration, le développeur titulaire doit avoir réalisé au moins 50 % de son programme technico-financier. Cette contrainte est saine. Elle limite la spéculation administrative sur les permis et oblige les porteurs à engager du travail réel avant de monétiser leur position.
Un cadre technique plus exigeant que le récit initial
La source espagnole parlait d’un nouveau cadre réglementaire. Les documents officiels montrent que ce cadre est plus détaillé qu’il n’y paraît. Selon le ministère colombien des Mines et de l’Énergie, la réglementation encadre les registres d’exploration et d’exploitation, les obligations de restauration, les règles de forage, l’injection et l’abandon des puits. Les projets doivent fournir une base de données géospatiale, un programme technico-financier, une démonstration de capacité technique et une description précise des infrastructures prévues.
Opinion nette : c’est le bon niveau d’exigence pour une filière à risque géologique élevé. La géothermie n’est pas une centrale solaire que l’on duplique vite sur un terrain plat. Chaque réservoir est un cas à part. Si le pays veut éviter une série de projets bloqués, il doit être strict en amont.
Autre point neuf par rapport à la source d’origine : la réglementation traite explicitement la fin de vie des opérations. Selon le texte du ministère, le développeur doit restaurer la zone, gérer l’abandon des puits et appliquer des plans de contingence spécifiques. Ce n’est pas un détail administratif. C’est un coût réel du projet et un facteur décisif pour l’acceptation sociale.
Ce que la géothermie apporte que le solaire et l’éolien n’apportent pas seuls
Le récit initial présentait la géothermie comme un complément stable au solaire et à l’éolien. Les chiffres internationaux confirment cette lecture. Selon l’IRENA, le facteur de charge moyen mondial des nouveaux projets géothermiques mis en service en 2024 a atteint 88 %. C’est très élevé pour une énergie renouvelable. À titre de comparaison, le solaire et l’éolien restent par nature variables, même si leurs coûts d’installation sont souvent plus bas.
Première métrique dérivée : avec un facteur de charge de 88 %, 1 MW géothermique produit environ 7 709 MWh par an, contre 8 760 MWh pour une installation fonctionnant à pleine charge toute l’année. Le rapport entre les deux montre qu’un mégawatt géothermique livre 88 % de la production théorique maximale annuelle. Cette constance explique pourquoi la technologie intéresse les systèmes électriques qui cherchent de la puissance ferme.
Deuxième métrique dérivée : si l’on retient le potentiel de 1 170 MW mentionné par la source d’origine et qu’on lui applique un facteur de charge de 88 % issu de l’IRENA, ce parc pourrait théoriquement générer environ 9,02 TWh par an. Calcul : 1 170 MW × 8 760 h × 0,88. Ce volume ne figure pas dans la source initiale et permet enfin de parler en énergie produite, pas seulement en capacité installable.
Le message à retenir est simple : même sans devenir dominant, un parc géothermique limité peut peser fortement dans un mix national grâce à sa disponibilité. C’est là sa vraie force.
Coûts, marché mondial et compétitivité réelle
La géothermie reste plus complexe à financer que d’autres renouvelables, notamment à cause du risque d’exploration. Mais elle n’est pas hors marché. Selon l’IRENA, la capacité géothermique mondiale installée a atteint 15,4 GW à la fin de 2024. La croissance reste modeste, ce qui prouve une chose : la ressource est sérieuse, mais la filière reste sélective.
Selon l’IRENA, le coût actualisé de l’électricité géothermique ressort autour de 0,068 USD/kWh dans ses références récentes. Converti au taux de change de la BCE trouvé pendant la recherche, soit 1 USD = 0,8615 EUR, cela représente environ 0,059 €/kWh (taux utilisé : 1 USD = 0,8615 EUR), soit 0,06 €/kWh après arrondi usuel au centime. Ce niveau reste compétitif pour une production renouvelable pilotable.
Troisième métrique dérivée : à ce coût de 0,068 USD/kWh, un volume annuel théorique de 9,02 TWh issu d’un parc colombien de 1 170 MW représenterait environ 614 millions USD de valeur brute annuelle, soit environ 529 millions € au taux de la BCE. Ce calcul ne préjuge ni des tarifs colombiens ni du modèle de marché local, mais il donne un ordre de grandeur utile.
Il faut aussi regarder la concurrence technologique sans fétichisme. Le solaire et l’éolien gagnent plus vite en volume mondial. La géothermie, elle, avance moins vite mais apporte une autre fonction système : de l’énergie renouvelable ferme. Dans un pays qui dépend encore fortement de l’hydraulique et reste exposé aux épisodes de sécheresse, cette fonction vaut plus que son volume brut.
Un intérêt renforcé par le contexte climatique colombien
Le timing du partenariat n’est pas neutre. Selon MinAmbiente, la probabilité d’installation d’un épisode El Niño entre mai, juin et juillet 2026 a été portée à 82 %. Le pays a donc un intérêt direct à renforcer les filières moins sensibles à la pluviométrie. La source espagnole parlait de sécurité énergétique à long terme. Le contexte climatique de 2026 rend cette idée beaucoup plus concrète.
Opinion assumée : la géothermie a sans doute plus de valeur stratégique en Colombie que dans plusieurs marchés européens déjà très interconnectés. Quand le risque hydrologique monte, disposer d’une production continue et locale devient un actif de résilience, pas seulement un projet vert de plus.
Cinq apports nouveaux par rapport à la source initiale
1. Un facteur de charge mondial de 88 % pour les nouveaux projets
Selon l’IRENA, les nouveaux projets géothermiques mis en service en 2024 affichent un facteur de charge moyen de 88 %. La source espagnole parlait de production stable, mais sans le quantifier.
2. Un coût de référence autour de 0,068 USD/kWh
Selon l’IRENA, la production électrique géothermique reste autour de 0,068 USD/kWh dans ses références récentes, soit environ 0,06 €/kWh après conversion. La source initiale ne donnait aucun repère économique.
3. Une capacité mondiale installée de 15,4 GW fin 2024
Selon l’IRENA, la géothermie mondiale a atteint 15,4 GW fin 2024. Cela replace la Colombie dans un marché encore étroit, donc exigeant, mais techniquement mature.
4. Un potentiel colombien parfois estimé bien au-delà de 1 170 MW
Un document de la UPME évoque pour la Colombie un potentiel d’environ 2 210 MW. Cette divergence avec le chiffre de 1 170 MW montre qu’il faut parler de fourchette de potentiel et non de certitude absolue.
5. Des obligations techniques détaillées pour les puits et l’exploitation
Selon le ministère colombien des Mines et de l’Énergie, les développeurs doivent documenter les puits producteurs et injecteurs, prouver la ressource, proposer une taille de centrale et détailler la technologie choisie. La source espagnole évoquait un cadre général, pas ce niveau de précision.
Le vrai enjeu n’est pas l’annonce, mais la chaîne de projets derrière
Une coopération bilatérale n’alimente aucun réseau à elle seule. Ce qui comptera maintenant, c’est la vitesse de passage entre potentiel théorique, exploration, forage de confirmation, démonstration de ressource, structuration financière puis construction. Sur ce point, la Colombie a enfin posé les premières briques sérieuses : cadre environnemental, base technique, projet pilote identifié et partenaire international crédible.
Le risque, désormais, serait de sur-vendre la filière avant les premiers résultats de forage. La bonne stratégie est l’inverse : avancer projet par projet, publier les données, verrouiller les standards et prouver la compétitivité sur le terrain. Si Nereidas confirme la ressource et si la coopération avec l’Islande produit des équipes capables d’industrialiser la suite, la Colombie pourra alors transformer sa géologie en capacité électrique réelle.
Source d’autorité : MinAmbiente
Mon avis :
Accord crédible sur le fond : l’Islande apporte un vrai savoir-faire en géothermie, utile à un pays comme la Colombie, situé sur la ceinture de feu. Mais l’article reste trop déclaratif : aucun calendrier industriel, aucun financement chiffré, et 1 170 MW de potentiel ne valent pas capacité effectivement raccordée.
