Avec un accord bilatéral, des premières licences d’exploration et un potentiel géologique relancé depuis les années 1970, la Colombie s’allie à l’Islande pour accélérer la géothermie. Objectif : diversifier son mix énergétique, renforcer sa sécurité électrique et réduire sa dépendance aux énergies fossiles.
Colombie-Islande : une alliance ciblée pour faire décoller la géothermie
La Colombie remet la géothermie au centre de sa stratégie énergétique. Le point de départ est clair : Bogotá a formalisé un rapprochement avec l’Islande, pays de référence sur l’exploitation de la chaleur du sous-sol. L’article source évoque un mémorandum d’entente et une logique de transfert de savoir-faire. Le fond du sujet est plus large : la Colombie cherche une énergie pilotable, locale et moins exposée aux aléas météo que le solaire ou l’éolien.
Le choix est cohérent. Selon IRENA et l’International Geothermal Association, la géothermie reste une source d’électricité « weather-independent », capable de stabiliser un réseau quand la part des renouvelables variables augmente. À l’échelle mondiale, la capacité géothermique installée atteignait environ 15,96 GW en 2021, tandis que les usages chaleur et froid montaient à 107 GWth en 2020. Autrement dit, la technologie est mature, mais encore sous-exploitée. ([irena.org](https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment))
Ce partenariat a donc une logique industrielle avant même d’être diplomatique. La Colombie dispose d’un sous-sol volcanique favorable. L’Islande dispose de l’expertise de terrain, des méthodes d’exploration, de la formation et du retour d’expérience sur les usages électriques comme thermiques. C’est précisément ce qui manque à un pays qui a identifié son potentiel depuis longtemps, sans encore passer à l’échelle.
Le vrai enjeu : ajouter une énergie pilotable au mix colombien
Le texte d’origine insiste sur la diversification du mix. C’est l’angle juste. Selon un papier du World Geothermal Congress 2023, le mix électrique colombien repose à environ 70 % sur l’hydroélectricité et 29 % sur les combustibles fossiles, avec un solde porté par d’autres sources comme la biomasse, le solaire et l’éolien. Cette dépendance à l’hydraulique a longtemps servi le pays, mais elle crée aussi une vulnérabilité en période de stress hydrologique. ([worldgeothermal.org](https://www.worldgeothermal.org/pdf/IGAstandard/WGC/2023/934.pdf))
La géothermie répond justement à ce défaut structurel. Selon IRENA, ses centrales fonctionnent la majeure partie de l’année et affichent souvent des facteurs de charge élevés. Un rapport de l’agence cite même une moyenne annuelle supérieure à 80 % pour les centrales géothermiques en 2019. C’est une différence nette face au solaire et à l’éolien, beaucoup plus dépendants des conditions locales. ([globalgeothermalalliance.org](https://globalgeothermalalliance.org/-/media/Files/IRENA/GGA/Publications/Geothermal—The-Solution-Underneath.pdf?utm_source=openai))
Premier calcul utile absent de la source : si un projet géothermique de 150 MW fonctionnait avec un facteur de charge de 80 %, il produirait environ 1 051,2 GWh par an. À 90 %, il monterait à 1 182,6 GWh par an. Ce simple ordre de grandeur montre pourquoi la géothermie intéresse les pays qui veulent de l’électricité bas carbone, mais aussi prévisible. ([globalgeothermalalliance.org](https://globalgeothermalalliance.org/-/media/Files/IRENA/GGA/Publications/Geothermal—The-Solution-Underneath.pdf?utm_source=openai))
Un potentiel colombien documenté, mais toujours peu exploité
L’article espagnol rappelle que la Colombie étudie la géothermie depuis les années 1970, notamment autour du Nevado del Ruiz et du Cerro Bravo. Les recherches officielles et académiques confirment cette ancienneté. Un document conservé par l’UPME sur les études géothermiques colombiennes remonte à 1997 et synthétise déjà les perspectives de plusieurs sites du pays. ([bdigital.upme.gov.co](https://bdigital.upme.gov.co/handle/001/1452?utm_source=openai))
Le frein historique est également bien identifié. Après la tragédie d’Armero en 1985, les priorités ont basculé vers la surveillance volcanique et la gestion du risque. C’est compréhensible. Mais ce recentrage a aussi gelé l’ambition électrique pendant des décennies.
Sur le potentiel, les chiffres varient selon les sources consultées, et il faut le dire clairement. Le World Geothermal Congress 2023 cite un potentiel de ressource de 2 210 MW pour la Colombie. De son côté, un document de planification de l’UPME évoque une « première approximation » de potentiel global supérieure à 1 GW. Les deux données ne se contredisent pas forcément : elles ne relèvent pas du même niveau de maturité ni du même périmètre méthodologique. La bonne lecture est simple : le gisement existe, mais tous les mégawatts théoriques ne sont pas immédiatement bancables. ([worldgeothermal.org](https://www.worldgeothermal.org/pdf/IGAstandard/WGC/2023/934.pdf))
Deuxième métrique dérivée : rapporté au projet de 150 MW historiquement enregistré à Villamaría, le potentiel de 2 210 MW représente environ 14,7 fois cette taille de centrale. Cela donne une idée concrète de la marge de développement si l’exploration confirme les ressources exploitables. ([docs.upme.gov.co](https://docs.upme.gov.co/SIMEC/Energia%20Electrica/Informe_avance_plan_expansion/av15jul01.pdf))
Le Macizo del Ruiz reste la zone la plus crédible à court terme
Le dossier le plus solide reste celui du Nevado del Ruiz. Selon le papier présenté au World Geothermal Congress 2023, les investigations dans cette zone ont commencé dès 1968 avec une entreprise italienne. Les études citées indiquent qu’un réservoir pourrait dépasser 250 °C, soit un niveau de température compatible avec une production électrique géothermique sérieuse. ([worldgeothermal.org](https://www.worldgeothermal.org/pdf/IGAstandard/WGC/2023/934.pdf))
Ce point change tout. Beaucoup de pays disposent de manifestations thermales. Peu disposent d’indices assez robustes pour viser une centrale de puissance avec un réservoir potentiellement supérieur à 250 °C. C’est ce qui fait du Macizo del Ruiz le vrai candidat naturel pour une relance industrielle du secteur.
Le texte source mentionne aussi la réactivation de projets dans cette région. Ce signal colle avec l’historique officiel. Un ancien rapport d’avancement du plan d’expansion de l’UPME, daté du 15 juillet 2001, listait déjà un projet géothermique de 150 MW à Villamaría, Caldas, porté par Geotermia Andina. Le projet n’a pas abouti à l’époque, mais son existence prouve que la cible industrielle n’est pas nouvelle. ([docs.upme.gov.co](https://docs.upme.gov.co/SIMEC/Energia%20Electrica/Informe_avance_plan_expansion/av15jul01.pdf))
L’apport réel de l’Islande : méthode, forage, formation, gestion du risque
La valeur de l’Islande ne se résume pas à une image de vitrine verte. Son intérêt est opérationnel. Un pays qui a industrialisé la géothermie sait où se jouent les succès et les échecs : qualité des campagnes géologiques, géochimie, géophysique, stratégie de forage, séquençage du CAPEX, exploitation des fluides et usages en cascade.
C’est exactement ce que souligne l’UPME dans son plan d’expansion : la géothermie exige des données conformes aux standards internationaux, couvrant cartographie, géochimie, géophysique, géologie, cadre réglementaire, environnement et social. Le document mentionne aussi une hypothèse de CAPEX à 5 millions de dollars par MW pour ses analyses. C’est un rappel utile : la géothermie n’est pas une filière low-cost au démarrage. Elle se joue sur la qualité de l’exploration et sur la capacité à absorber le risque amont. ([www1.upme.gov.co](https://www1.upme.gov.co/Energia_electrica/Planes-expansion/Plan_expansion_2020_2034/Volumen2_Generacion.pdf))
Avec le taux de change de la BCE, qui indique 1 EUR = 1,1567 USD, cela correspond à environ 4 322 642 € par MW (taux utilisé : 1 USD = 0,8645 EUR). ([data.ecb.europa.eu](https://data.ecb.europa.eu/currency-converter?utm_source=openai))
Sur cette base, un projet type de 150 MW représenterait un investissement théorique d’environ 648 396 300 €, si l’on applique mécaniquement l’hypothèse de 5 M$ par MW de l’UPME. Cette estimation n’est pas un devis, mais un ordre de grandeur utile pour mesurer le niveau d’engagement nécessaire. ([www1.upme.gov.co](https://www1.upme.gov.co/Energia_electrica/Planes-expansion/Plan_expansion_2020_2034/Volumen2_Generacion.pdf))
Ce que la source d’origine ne dit pas : la géothermie ne sert pas qu’à produire de l’électricité
Le texte espagnol évoque brièvement les usages directs de chaleur. C’est un point sous-traité, alors qu’il peut être décisif pour la Colombie. Selon le World Geothermal Congress 2023, l’usage actuel du pays reste limité à des applications directes comme les bains, la natation et des chauffages localisés. C’est modeste, mais cela prouve qu’il existe déjà un socle d’usages non électriques. ([worldgeothermal.org](https://www.worldgeothermal.org/pdf/IGAstandard/WGC/2023/934.pdf))
Or c’est souvent par là que la filière devient crédible économiquement. La chaleur géothermique peut alimenter des procédés industriels, des serres, du séchage agricole, des bâtiments publics ou des réseaux thermiques locaux. Selon IRENA, le marché mondial de la géothermie s’est justement élargi au-delà de l’électricité pour couvrir davantage les besoins de chauffage et de refroidissement. ([irena.org](https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment))
À mon sens, la Colombie a intérêt à éviter une approche trop binaire. Attendre uniquement la grande centrale électrique parfaite ferait perdre du temps. Déployer en parallèle des usages thermiques plus simples autour des zones à potentiel permettrait de former les équipes, de valider la ressource et de créer des retours économiques avant les gros investissements de production.
Une comparaison utile avec les autres renouvelables colombiennes
Le pays accélère déjà sur le solaire et l’éolien, mais avec des délais, des goulets d’étranglement réseau et des contraintes territoriales. Un article publié par El País en avril 2026 rapportait, en citant l’UPME, qu’en 2025 la Colombie avait pour la première fois produit plus d’électricité avec le solaire qu’avec le charbon. Le même article rappelle aussi une forte montée des renouvelables dans la capacité installée récente. ([elpais.com](https://elpais.com/america-colombia/2026-04-20/la-apuesta-de-colombia-por-generar-energia-con-sol-y-viento-avanza-con-lentitud.html?utm_source=openai))
C’est une bonne nouvelle, mais cela ne rend pas la géothermie redondante. Au contraire. Le solaire produit quand il y a du rayonnement. L’éolien produit quand le vent suit. La géothermie produit en continu, ce qui lui donne une place différente dans le système électrique. Selon IRENA, c’est précisément cette capacité de stabilisation qui rend la filière pertinente dans les systèmes où les renouvelables variables progressent vite. ([irena.org](https://www.irena.org/Publications/2023/Feb/Global-geothermal-market-and-technology-assessment))
En clair, la Colombie n’a pas besoin de choisir entre solaire, éolien et géothermie. Elle a besoin d’un portefeuille plus équilibré. L’intérêt de l’accord avec l’Islande est là : introduire une brique pilotable dans une transition encore très dépendante de l’hydraulique.
Les verrous restent connus : financement, exploration et cadre de bancabilité
Il faut rester factuel. Une alliance politique ne fore pas un puits à elle seule. Les vrais verrous sont techniques et financiers. La géothermie concentre un risque élevé au début du projet : on dépense beaucoup avant même de confirmer le comportement réel du réservoir. C’est pour cette raison que les États, les banques de développement et les mécanismes de partage du risque jouent souvent un rôle clé dans les pays émergents.
Le plan de l’UPME le montre en filigrane en évoquant le CAPEX, les incitations de la Ley 1715 et le recours possible à des facilités multilatérales. Le besoin n’est donc pas seulement technologique. Il est aussi institutionnel : il faut des données fiables, une visibilité réglementaire et une structure de financement capable d’absorber l’incertitude de l’exploration. ([www1.upme.gov.co](https://www1.upme.gov.co/Energia_electrica/Planes-expansion/Plan_expansion_2020_2034/Volumen2_Generacion.pdf))
Autre limite à rappeler : la source d’origine parle de premières licences en Casanare, mais les détails techniques, la capacité visée, le calendrier et les montants associés sont non communiqués dans les sources primaires consultées ici. Mieux vaut l’écrire ainsi que d’ajouter un chiffre fragile.
Pourquoi cet accord compte malgré tout
Le mérite de cette alliance est de remettre la géothermie dans le temps long de la politique énergétique colombienne. Le pays n’en est plus au stade de la curiosité scientifique. Il possède un historique d’études, au moins un grand prospect reconnu dans le Ruiz, un potentiel national estimé entre plus de 1 GW et 2 210 MW selon les sources, et une justification système évidente : sécuriser le réseau avec une production bas carbone, locale et continue. ([www1.upme.gov.co](https://www1.upme.gov.co/Energia_electrica/Planes-expansion/Plan_expansion_2020_2034/Volumen2_Generacion.pdf))
Le signal envoyé par l’Islande renforce surtout la crédibilité technique du dossier. Ce n’est pas un détail. Dans la géothermie, la compétence accumulée vaut presque autant que la ressource. La Colombie a le sous-sol. L’Islande peut aider à raccourcir la courbe d’apprentissage.
Pour suivre le sujet à la source, le lien d’autorité le plus utile reste le portail de l’UPME : https://www.upme.gov.co/simec/. ([upme.gov.co](https://www.upme.gov.co/simec/?utm_source=openai))
Mon avis :
Bonne orientation stratégique : la géothermie apporte une production pilotable, utile pour stabiliser un mix trop dépendant de l’hydraulique et des fossiles. Mais l’article reste trop optimiste : entre exploration risquée, délais longs et héritage sensible autour du Nevado del Ruiz après Armero en 1985, le passage à l’échelle sera lent.
