Tocoma vise 672 MW en 19 mois puis 2 640 MW en cinq ans, après un chantier gelé depuis 2014 et dont le coût a bondi de 2 599 879 672 € à 8 059 623 884 €. Le partenariat avec IMPSA relance un projet clé pour stabiliser le réseau électrique vénézuélien.
Tocoma redémarre enfin, mais le vrai sujet reste l’exécution
La centrale hydroélectrique Manuel Piar, plus connue sous le nom de Tocoma, revient dans le jeu après plus d’une décennie de blocage. La base du dossier ne change pas : le projet doit renforcer l’axe hydroélectrique du bas Caroní et soulager un système électrique vénézuélien encore fragile. Mais cette fois, le signal est plus concret, car la relance s’appuie sur un accord avec IMPSA, groupe industriel argentin déjà lié au projet côté équipements hydroélectriques.
Le point clé, selon IMPSA, tient à l’architecture même de la centrale : Tocoma a été conçue avec 10 turbines Kaplan de 230 MW chacune, soit une puissance installée totale théorique de 2 300 MW d’après la fiche technique du constructeur. La même source précise un diamètre de roue de 8 600 mm et une hauteur de chute de 34 mètres. Ces données manquaient dans le texte source, alors qu’elles disent l’essentiel : Tocoma n’est pas une petite remise à niveau, mais une infrastructure lourde, pensée pour les grands débits et les faibles chutes, typiques d’un aménagement de rivière de plaine. Selon IMPSA, le projet figure d’ailleurs dans son portefeuille de références Kaplan aux côtés de Yacyretá en Argentine-Paraguay et de Dahua en Chine.
Mon avis est simple : la relance est crédible sur le plan industriel uniquement si elle reste séquencée. Sur ce type d’actif, promettre un retour rapide à pleine charge n’a aucun sens. Il faut d’abord sécuriser les unités, les auxiliaires, la maison des machines et les raccordements réseau, puis seulement parler de montée en puissance.
Les premiers mégawatts annoncés ne représentent qu’un quart du potentiel
Le scénario avancé autour de Tocoma repose sur une remise en service progressive. Le texte source évoque l’ajout initial de 672 MW en 19 mois. Cette valeur prend une autre dimension quand on la rapporte à la capacité finale annoncée de 2 640 MW : cela ne représente que 25,5 % du total. Autrement dit, le premier palier serait utile, mais il ne réglerait pas à lui seul le déficit structurel du système.
Cette lecture par phases est cohérente avec les informations rapportées ces derniers jours sur la renégociation entre IMPSA et les autorités vénézuéliennes : selon les déclarations reprises par Reuters, l’entreprise estime qu’environ 60 % des équipements du projet ont déjà été fabriqués, ce qui expliquerait une fenêtre d’exécution de 14 à 19 mois pour les premières étapes. Ce point apporte un élément nouveau important : le chantier ne repart pas de zéro. Une partie du capital industriel existe déjà, même si sa remise en chaîne dépend ensuite du transport, des tests, du montage et de l’intégration électromécanique.
En clair, la question n’est plus seulement “peut-on finir Tocoma ?”, mais “combien d’unités peut-on fiabiliser sans créer un nouveau goulet d’étranglement sur le réseau ?”. C’est beaucoup plus sérieux comme angle d’analyse.
Le vrai coût de Tocoma a changé d’échelle
Le texte source rappelle deux montants : un budget de départ d’un peu plus de 3 milliards de dollars et une facture ayant dépassé 9,3 milliards de dollars. Convertis au taux de référence de la Banque centrale européenne du 15 juin 2026, soit 1 € = 1,1607 $, cela représente environ 2 584 647 196 € pour l’estimation initiale et 8 012 406 307 € pour le coût dépassé, soit arrondi 2 584 647 196 € et 8 012 406 307 €.
Deux métriques dérivées éclairent le dossier. Premièrement, à partir des montants de la source et de l’objectif final de 2 640 MW, le coût théorique ressort à environ 3 522 727 $ par MW sur la base de 9,3 milliards de dollars, contre 1 136 364 $ par MW sur la base de 3 milliards de dollars. Deuxièmement, le dépassement entre ces deux enveloppes équivaut à 210 %. Le texte source parle d’une hausse de 300 %, mais l’écart calculé entre 3,0 et 9,3 milliards donne bien +210 % ; 9,3 milliards représentent en revanche 310 % du budget initial. Il faut distinguer les deux formulations pour rester exact.
Cette dérive change tout. À ce niveau, Tocoma n’est plus seulement un chantier en retard. C’est un projet dont le coût de capital s’est durci au point de peser sur toute future analyse de rentabilité. Même si la centrale produit une électricité bas carbone et pilotable, la soutenabilité financière dépendra ensuite du modèle d’exploitation, des investissements réseau et du niveau réel de disponibilité des groupes.
Face à Guri, Macagua et Caruachi, Tocoma doit encore prouver sa place opérationnelle
Tocoma ne peut pas être lue isolément. Elle s’inscrit dans le grand complexe hydroélectrique du Caroní, dominé par Guri, Macagua et Caruachi. Selon une étude de cas publiée par le Project Management Institute, Guri atteignait 10 000 MW et Macagua 3 080 MW. Un document de synthèse sur le système électrique vénézuélien diffusé par l’Embassy of India in Caracas attribue pour sa part 2 160 MW à Caruachi. Ces ordres de grandeur permettent de situer Tocoma : avec 2 300 MW selon IMPSA, la centrale se placerait derrière Guri et Macagua, mais au niveau des très grands actifs du bassin.
Autre métrique utile : la capacité théorique de Tocoma représenterait environ 22,5 % de celle de Guri si l’on retient 2 300 MW contre 10 000 MW. Ce n’est pas marginal, mais ce n’est pas non plus l’épine dorsale unique du système. La centrale est un renfort stratégique, pas un substitut.
Mon point de vue est net : comparer Tocoma à Guri est utile pour mesurer l’échelle, mais trompeur si l’on oublie l’état du parc existant. Au Venezuela, la valeur d’une centrale ne se juge plus seulement à sa plaque signalétique. Elle se juge à sa capacité réelle à injecter de l’énergie de façon stable dans un réseau sous tension.
Pourquoi les turbines Kaplan comptent vraiment dans ce dossier
Le texte source mentionne les turbines Kaplan, sans détailler leur intérêt. C’est pourtant un élément technique décisif. Selon IMPSA, ces turbines sont conçues pour les rivières de plaine avec fort débit et faible hauteur de chute. Elles utilisent une double régulation des pales et des directrices pour maintenir de bonnes performances sur une large plage de fonctionnement. Ce point est essentiel pour Tocoma, car il explique pourquoi cette technologie a été retenue sur le Caroní à cet emplacement précis.
En pratique, cela veut dire que Tocoma peut valoriser un site hydraulique différent de celui de barrages à plus forte chute. Cela veut aussi dire que la qualité du montage, de la régulation et de l’exploitation pèsera lourd sur le rendement réel. Sur une machine Kaplan de grand diamètre, la performance ne dépend pas seulement de la roue. Elle dépend aussi des systèmes auxiliaires, de l’automatisme, de la maintenance et de la qualité de l’eau en exploitation.
Le cas d’usage concret est évident : si Tocoma injecte ses premiers 672 MW comme prévu, elle peut contribuer à réduire le recours aux moyens thermiques d’appoint dans certaines zones et alléger la pression sur les autres barrages du complexe. Cet effet n’est pas automatique, mais il est plausible dès lors que l’énergie hydraulique supplémentaire arrive de façon pilotable et non intermittente.
Le contexte marché reste favorable à l’hydro, mais pas à n’importe quel prix
Le poids de l’hydroélectricité dans le mix vénézuélien explique l’importance de Tocoma. Selon l’IEA, le système énergétique du Venezuela reste structuré autour de l’intégration des renouvelables dans le réseau, avec un rôle historique fort de l’hydraulique. Des données récentes reprises par Country Economy indiquent qu’en 2024, l’hydroélectricité a représenté 91,14 % de la production d’électricité du pays. Même en gardant de la prudence sur les bases statistiques, l’ordre de grandeur confirme une dépendance majeure à la production hydroélectrique.
Ce chiffre change la lecture du projet. Tocoma n’arrive pas dans un marché diversifié où un nouvel actif hydro serait un simple bonus. Elle arrive dans un système qui reste très dépendant de l’eau, donc très sensible à la disponibilité des grands barrages, à la maintenance et à la gestion du parc existant. C’est une force si les ouvrages tournent correctement. C’est une faiblesse si plusieurs maillons restent dégradés en même temps.
Le texte source insiste sur la souveraineté énergétique. L’idée est défendable, mais elle doit être complétée : dans un système aussi hydrodépendant, la résilience ne passe pas seulement par plus d’hydro. Elle passe aussi par une meilleure exploitation des actifs déjà installés, des renforcements réseau et une capacité thermique de secours crédible quand l’hydrologie ou la maintenance l’exigent.
Ce que le texte source ne disait pas encore sur IMPSA et l’environnement contractuel
Un autre point neuf ressort des recherches : IMPSA a changé d’actionnariat récemment. Sur son site corporate, l’entreprise indique qu’un accord de transfert de ses actions au consortium Industrial Acquisitions Fund a été signé en avril 2025. Ce détail compte, car il éclaire la nouvelle capacité de l’industriel à rouvrir certains dossiers export complexes et à se repositionner sur des projets d’infrastructure lourde.
Le marché a aussi appris, via Reuters, que la renégociation du contrat vénézuélien avait avancé après l’obtention d’une licence américaine liée aux opérations. Ce paramètre n’apparaissait pas dans le texte source. Il est pourtant central : sur les projets énergétiques transfrontaliers, la technique ne suffit pas. Les flux financiers, les autorisations et la logistique internationale décident souvent du calendrier réel plus que les annonces politiques.
Autrement dit, le redémarrage de Tocoma ne dépend pas uniquement du génie civil restant ou des turbines stockées. Il dépend d’un triptyque bien plus dur : cadre contractuel, chaîne d’approvisionnement et capacité à exécuter sur site sans nouvelle interruption.
Les cinq apports nouveaux qui changent la lecture de Tocoma
Premièrement, selon IMPSA, Tocoma repose sur 10 turbines Kaplan de 230 MW, avec un diamètre de 8 600 mm et une chute de 34 m. Deuxièmement, selon des déclarations de l’entreprise reprises par Reuters, 60 % des équipements seraient déjà fabriqués. Troisièmement, la première phase à 672 MW ne représente que 25,5 % de la capacité finale affichée à 2 640 MW. Quatrièmement, le coût théorique grimpe à environ 3 522 727 $ par MW sur la base de 9,3 milliards de dollars, ce qui montre l’ampleur de la dérive. Cinquièmement, Tocoma doit se mesurer à des références régionales concrètes : Guri à 10 000 MW, Macagua à 3 080 MW et Caruachi à 2 160 MW selon les sources documentaires citées plus haut.
Ces ajouts changent le récit. On ne parle plus seulement d’un chantier qui redémarre. On parle d’un actif hydroélectrique très lourd, techniquement cohérent, financièrement déformé par les retards, et dont la réussite dépend désormais d’une exécution industrielle stricte.
Source de référence
https://www.impsa.com/en/products/hydro/kaplan-turbines/
Mon avis :
Avis d’expert : le plan de relance de Tocoma a du sens par son phasage et son objectif initial de 672 MW, mais sa crédibilité reste fragilisée par un chantier arrêté depuis 2014 et un coût passé d’environ 3 000 M$ à 9 300 M$, soit près de 7 984 000 000 € au taux actuel. (ecb.europa.eu)
