Énergie en Colombie

Les réserves prouvées de pétrole[n 1] de la Colombie étaient estimées par BP à 0,3 milliard de tonnes fin 2019 (2,0 milliards de barils), soit 6,1 années de production au rythme de 2019[b 1].

La Colombie avait, selon le Oil and Gas Journal, environ 2 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole en 2012, contre 1,9 en 2011 ; cette augmentation résultait de l'exploration de plusieurs blocs attribués lors du précédent appel d'offres en 2010. La production pétrolière colombienne est surtout localisée sur les contreforts des Andes et dans la jungle amazonienne ; le département de Meta au centre du pays est aussi une zone de production importante de pétrole lourd ; son bassin de Llanos contient le champ de Rubiales, le plus productif du pays[U 1].

Le Ministère des Mines et de l'Énergie est responsable de l'élaboration des politiques et de la supervision ; les réserves d'hydrocarbures appartiennent à l'État, qui exerce son contrôle à travers les compagnies nationales Ecopetrol et Ecogas ; Ecopetrol produit 60 % du pétrole colombien. Le gouvernement colombien a pris des mesures visant à améliorer l'attractivité du pays pour les compagnies pétrolières étrangères : elles peuvent posséder jusqu'à 100 % dans les projets pétroliers et concurrencer Ecopetrol ; les taux des royalties ont été abaissés et rendus dégressifs, et les durées des licences d'exploration ont été allongées ; le gouvernement envisage de vendre des parts d'Ecopetrol à des investisseurs privés, réduisant sa part à 80 % ; ces réformes ont suscité un regain d'intérêt pour l'exploration pétrolière en Colombie ; selon la Banque centrale colombienne, le secteur pétrolier a reçu 2,86 Mds $ d'investissements étrangers directs en 2010. L'Agence Nationale des Hydrocarbures a lancé un appel d'offres en juin 2010, attribuant 76 licences ; un deuxième appel d'offres a été ouvert en février 2012, centré sur les ressources en gaz non conventionnel, dont 1/3 en gaz de schiste et en gaz de houille, ainsi que sur 13 blocs en offshore profond ; le gouvernement a décrété fin 2011 un abattement de 40 % sur les royalties pour le gaz non conventionnel[U 2].

En 2019, la Colombie a produit 46,7 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 0,89 Mb/j (million de barils par jour), en hausse de 2,4 % en 2019 mais en net déclin depuis cinq ans : -12 % par rapport à 2013 après une progression de 89 % entre 2007 et 2013. Elle ne représente plus que 1,0 % de la production mondiale[b 2].

La production de pétrole atteignait 45,3 Mtep en 2018, dont 31,1 Mtep (68,6 %) exportés ; les importations de produits pétroliers sont légèrement inférieures aux exportations : 4,6 Mt contre 5,5 Mt[1].

La Colombie a produit 923 000 barils par jour de pétrole brut en 2011, en progression de 35 % par rapport aux 595 kbbl/j de 2008 ; le Ministère des Mines et de l'Énergie prévoit 1 Mb/j fin 2012 et 1,5 Mb/j en 2020. Le pays ne consomme que 298 kbbl/j en 2011 et exporte donc les 2/3 de sa production. Avant 2008, la production plafonnait, après une période de déclin initiée en 1999, année où elle avait atteint un pic de 830 kbbl/j ; ce déclin provenait de l'épuisement des gisements existants et du manque de succès de l'exploration, mais depuis 2008, les réformes et l'amélioration de la sécurité ont amené des investissements étrangers ; le nombre et la gravité des attaques de guérillas contre les pipelines et autres infrastructures ont décliné, bien que 84 attaques aient été dénombrées en 2011 contre 31 en 2010, mais sans effet sur les exportations ; au début des années 2000, c'est par centaines que se comptaient ces attaques[U 2].

La Colombie fut brièvement perçue comme un eldorado pétrolier. L'exploration commença tardivement (années 1960) du fait des difficiles conditions d'accès. Les découvertes furent massives dans les années 1980, en particulier le complexe Cupiagua/Cusiana dans le département de Casanare, ainsi que le champ pétrolifère de Caño Limón, dans le département d'Arauca près de la frontière avec le Venezuela, permettant au cours de la décennie suivante une envolée de la production, qui atteignit un pic à 830 kbbl/j en 1999. De plus, il s'agit de pétrole de haute qualité, contrairement à celui de la plupart des pays d'Amérique latine.

Cependant, la situation s'est vite dégradée. La production de Cupiagua/Cusiana n'a jamais atteint l'objectif fixé de 500 kbbl/j, elle a atteint son pic à 434 kbbl/j en 1999 et n'est plus que 130 kbbl/j en 2011. Les réserves ultimes de ces gisements avaient été fortement surévaluées.

De plus, les nouvelles découvertes dans le reste du pays se sont avérées incapables de remplacer la baisse de production des grands gisements. La production est tombée à 526 kbbl/j, et les réserves prouvées à 1,5 Gbbl, avant le redémarrage de 2008.

Les principaux gisements sont :

• le champ pétrolifère de Rubiales dans le département de Meta, exploité par Pacific Rubiales et Ecopetrol, est le plus productif : 124 kbbl/j en 2010 contre 37 kbbl/j en 2008[U 3].
• le Champ pétrolifère de Cupiagua, découvert en 1992, situé dans le département de Casanare ; avec le champ voisin de Cusiana, il constitue la plus importante réserve d'hydrocarbures de Colombie ; propriété conjointe de la compagnie colombienne Ecopetrol et des compagnies anglaise BP et française Total.
• le Champ pétrolifère de Cusiana, découvert en 1988 par Total ; la production du complexe Cusiana/Cupiagua a connu un comeback à 100 kbbl/j après des années de déclin à moins de 50 kbbl/j[U 3].
• le Champ pétrolifère de Caño Limón dans le département d'Arauca, découvert en juillet 1983 par la compagnie pétrolière américaine Occidental Petroleum ; il est propriété conjointe de la compagnie colombienne Ecopetrol et de la compagnie américaine Occidental Petroleum.
• le Champ pétrolifère des Capachos, découvert en 2002, exploité par Repsol YPF, Total et Ecopetrol.
• Champ pétrolifère d'Apiay, découvert en 1981 par la compagnie pétrolière colombienne Ecopetrol.
• le Champ pétrolifère de La Hocha, découvert en 2002 dans le département d'Huila, dans le bassin supérieur du río Magdalena ; il est exploité par Hocol, un consortium colombo-saoudien.
• le Champ pétrolifère de Niscota, dans le département d'Huila, dans le bassin supérieur du río Magdalena, propriété à parts égales d'Ecopetrol et BP.

En 2019, la Colombie a consommé 0,7 EJ (exajoules) de pétrole, soit 0,38 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 1,6 % en 2019 et de 52 % depuis 2009. Elle représente 0,4 % de la consommation mondiale. Sa consommation représente 43 % de sa production[b 3].

Les cinq raffineries colombiennes, toutes propriété d'Ecopetrol, ont produit 19,5 Mtep de produits pétroliers en 2018, dont 5,5 Mtep ont été exportés et 1,7 Mtep consommés par les transports internationaux (soutes) ; avec les 4,6 Mtep importés, la consommation intérieure de produits pétroliers a été de 12,6 Mtep, dont 9,5 Mtep pour le secteur des transports (75 %), les autres secteurs consommateurs ayant été l'industrie (6 %), le secteur résidentiel (3,2 %) et la chimie (6,7 %)[1].

Raffinerie de Barrancabermeja, la plus grande de Colombie.

Les deux principales raffineries de Colombie sont :

• la Raffinerie de Barrancabermeja, construite en 1922 dans le département de Santander, au bord du río Magdalena, appartenant à l'entreprise publique Ecopetrol ; avec une capacité de 205 000 barils par jour, elle fournit 75 % du carburant et 70 % des produits pétrochimiques produits en Colombie ; une extension de cette raffinerie est prévue : elle atteindra la capacité de 300 000 barils par jour en 2016.
• la Raffinerie de Carthagène des Indes, inaugurée en 1957 par la compagnie Intercol à Carthagène des Indes, sur la côte caribéenne, puis rachetée par Ecopetrol en 1974 ; sa capacité de raffinage de 75 000 barils par jour a été portée à 220 000 barils par jour en avril 2012[U 4].

Les réserves prouvées de gaz naturel de la Colombie étaient estimées par BP à 100 milliards de m³ fin 2019 (3,6 trillions US de pieds cubes), soit 7,8 années de production au rythme de 2019. Ces réserves représentaient 0,1 % du total mondial[b 4].

Selon le Oil and Gas Journal (OGJ), la Colombie avait 4,7 Tcf (térapieds cubes - 133 milliards de m³ de réserves prouvées de gaz naturel en 2012, contre 4 Tcf en 2011. La majeure partie de ces réserves sont situées dans le bassin de Llanos, bien que la production soit en majorité dans le bassin de Guajira[U 4].

La compagnie charbonnière américaine Drummond Company a établi que les mines de charbon colombiennes pourraient contenir jusqu'à 2,2 Tcf (62 milliards de m³) de gaz de houille ; elle a signé des contrats avec Ecopetrol pour extraire le gaz de houille des mines de La Loma et El Descanso ; ces nouvelles ressources pourraient augmenter fortement les réserves de gaz naturel du pays[U 5].

Le 3 mai 2017, dans le cadre de l'exploration systématique au large des côtes colombiennes de la mer des Caraïbes, le gouvernement colombien annonce la découverte d'un important gisement de gaz au large de la côte du département de Córdoba. Ce nouveau gisement permet à la Colombie d'étendre son autosuffisance gazière de plusieurs années, le total des réserves prouvées colombiennes se montant à 4,4 Tcf (térapieds cubes - 125 milliards de m³), garantissant son approvisionnement jusqu'en 2027[5].

En 2019, la Colombie a produit 13,2 milliards de m³ de gaz naturel, soit 0,47 EJ (exajoules), soit 0,3 % de la production mondiale, en hausse de 2,6 % en 2019 et de 31 % depuis 2009[b 5].

La Colombie a produit 398 milliards de pieds cubes (11,27 milliards de m³) de gaz naturel sec en 2010 et en a consommé 321 (9,1 milliards de m³) ; 57 % de la production brute de gaz naturel (1 124 milliards de pieds cubes) a été réinjecté dans les gisements pour accroître le taux de récupération du pétrole. La production dépasse la consommation depuis 2007, permettant l'exportation. Chevron est le principal producteur de gaz en Colombie, avec une production brute de 642 Mcf (18,2 Mm³) par jour, fournissant 65 % des besoins du pays ; la compagnie exploite, en partenariat avec Ecopetrol, le champ offshore Caribbean Chuchupa, dans le bassin de Guajira, principal gisement de gaz naturel non associé du pays ; elle exploite également les champs offshore voisins de Ballena et Riohacha ; les deux plus grands champs gaziers du pays, ceux de Cupiaga et Cusiana dans le bassin de Llanos au centre du pays, ont été rachetés en 2010 à BP par Ecopetrol et Talisman Energy ; la quasi-totalité de leur production est ré-injectée. Le gouvernement a publié par décret en 2011 un plan de développement de la production de gaz naturel, y compris depuis des champs non conventionnels ; la demande croissante, en particulier du secteur électrique soucieux de se préserver des pénuries hydroélectriques liées aux variations climatiques, a fait du développement du gaz une priorité[U 4].

En 2019, la Colombie a consommé 13,4 milliards de m³ de gaz naturel, soit 0,48 EJ (exajoules), soit 0,3 % de la consommation mondiale, en hausse de 1,8 % en 2019 et de 60 % de 2009 à 2019. Sa consommation absorbe la totalité de sa production[b 6].

La Colombie dispose de 2 000 km de gazoducs, dont la plupart sont exploités par Ecogas (Empresa Colombiana de Gas) ; les trois principaux tronçons sont[U 6] :

• Ballena-Barrancabermeja, qui lie le champ de Ballena (Chevron) sur la côte nord-est à Barrancabermeja dans le centre du pays ;
• Barrancabermeja-Nevia-Bogota, qui connecte la capitale au réseau gazier ;
• Mariquita-Cali, à travers les contreforts occidentaux des Andes.

Au début de 2008, le Gazoduc trans-caribéen (ou gazoduc Antonio Ricaurte) a été mis en service, reliant le champ de Ballena au Venezuela ; PdVSA a dépensé 467 M$ pour le financer ; en novembre 2011, les présidents des deux pays ont signé un traité pour le prolonger vers le Panama et l'Équateur ; les volumes contractuels initiaux d'exportation vers le Venezuela étaient de 80 à 150 Mcf (2,3 à 4,2 Mm³/jour), les exportations réelles ont souvent excédé ces niveaux du fait de la demande croissante de gaz naturel pour la production électrique et la ré-injection ; en décembre 2011, le contrat avec PdVSA a été porté à 150 Mcf[U 6].

Les réserves prouvées récupérables de charbon de la Colombie étaient estimées par BP à 4,55 milliards de tonnes fin 2019 (anthracite et charbon bitumineux), soit 55 ans de production au rythme de 2019. Ces réserves classaient la Colombie au 17^e rang mondial avec 0,4 % du total mondial[b 7].

Selon l'Organisation Latino-Américaine de l'Énergie, la Colombie disposait de 5,1 milliards de tonnes de réserves récupérables de charbon (en général bitumineux) en 2010, les plus importantes d'Amérique du Sud. Les gisements sont concentrés dans la péninsule de Guajira au bord de la mer des Caraïbes et dans les contreforts andins ; la production et les infrastructures d'exportation sont situées surtout sur la côte caribéenne. Le charbon colombien produit peu de résidus de combustion, avec une teneur en soufre inférieure à 1 %. Le pays exporte presque toute sa production[U 5].

En 2019, la production de charbon de la Colombie atteignait 2,37 EJ, au 8^e rang mondial avec 1,4 % du total mondial ; elle a reculé de 2,2 % en 2019 mais progressé de 13 % entre 2009 et 2019[b 8].

La Colombie a produit 74 Mt de charbon en 2010 et n'en a consommé que 5 Mt ; selon le Ministère des Mines, la production s'est élevée à 86 Mt en 2011. Elle a doublé depuis 2000, et le gouvernement espère la doubler à nouveau d'ici 2019. Le principal producteur de charbon colombien est le consortium Carbones del Cerrejon, composé de BHP Billiton, Anglo American et Xstrata, chacune détenant 33,33 % des parts. Le consortium exploite le projet Cerrejon Zona Norte (CZN), la plus grande mine de charbon d'Amérique latine et la plus grande mine à ciel ouvert du monde. CZN exploite aussi le chemin de fer et le terminal d'exportation ; il représentait 38 % de la production de charbon du pays en 2011 (28 Mt). La compagnie américaine Drummond exploite le second gisement du pays : La Loma, également un projet intégré mine-chemin de fer-port, qui a produit 24 Mt en 2011 (33 %) ; en juin 2011, Drummond a conclu un partenariat à 80-20 % avec le japonais Itochu Corp, Drummond International, qui a repris ses activités en Colombie ; l'investissement initial de 1,5 Mds $ apporté par Itochu Corp permettra l'extension du projet par la construction d'un nouveau terminal d'exportation, portant la capacité d'export à 35-40 Mt/an, surtout vers l'Asie[U 5].

En 1976 commença le développement de la mine de charbon de Cerrejón, dans la Péninsule de Guajira. C'est la plus importante opération minière de Colombie et parmi les plus grandes mines de charbon à ciel ouvert du monde.

D'autres mines de charbon en Colombie sont situées à Sogamoso, Tunja, Paipa, Zipaquirá, Tabio, Neusa, Chinacota et Chitaga.

La consommation de charbon en Colombie s'est établie en 2019 à 0,26 EJ, en hausse de 63 %, soit 0,2 % du total mondial ; elle a progressé de 53 % depuis 2009. Elle absorbe seulement 11 % de sa production[b 9].

La Colombie était en 2019 le 6^e exportateur mondial de charbon : 71 Mt, soit 5,3 % des exportations mondiales, loin derrière les 448 Mt exportés par l'Indonésie, 1^er exportateur mondial[s 2].

La Colombie a produit 54,78 Mtep de charbon en 2018, dont 55,82 Mtep (102 %) ont été exportés, en puisant 4,53 Mtep dans les stocks[1].

La production d'électricité de la Colombie atteignait 79,96 TWh en 2018[6], répartie en :

• combustibles fossiles : 23,1 % (gaz naturel : 14,5 %, charbon : 5,7 %, pétrole : 2,9 %) ;
• énergies renouvelables : 76,9 % (hydroélectricité : 75,0 %, biomasse : 1,8 %, éolien : 0,1 %).

Cette production a progressé de 120 % de 1990 à 2018, dont +116 % pour les combustibles fossiles (gaz : +158 %, charbon : +23 %, pétrole : +518 %) et +121 % pour les énergies renouvelables (hydroélectricité : +118 %, biomasse : +432 %).

Selon la banque interaméricaine de développement (BID) : « la Colombie possède l'une des matrices de production d'électricité les plus propres au monde. En décembre 2018, la capacité de production installée dans le réseau national interconnecté était de 17 312 MW. Sur cette capacité installée, 68,4 % correspondaient à la production hydraulique, près de 30 % à la production thermique (13,3 % au gaz naturel, 7,8 % aux combustibles liquides et 9,5 % au charbon) et environ 1 % aux sources d'énergies renouvelables non conventionnelles (FNCER) (éolien, solaire et biomasse) »[7].

Réservoir Riogrande II, entre Entrerríos et San Pedro de los Milagros.

Barrage Alberto-Lleras sur le río Guavio.

La Colombie disposait en 2021 de 11 945 MW de centrales hydroélectriques, soit 6,8 % de la puissance installée hydroélectrique en Amérique du Sud (3^e rang) et 0,9 % du total mondial, au 20^e rang mondial. Leur production atteignait 58 TWh, soit 10,2 % du total sud-américain, au 3^e rang derrière le Brésil et le Vénézuela, et 1,4 % du total mondial. Les travaux ont continué sur le chantier d'Ituango après un incident majeur en 2018 ; son propriétaire Empresas Publicas de Medellin (EPM) a reçu des remboursements d'assurance de 1 milliard de dollars[8].

En 2019, la Colombie a mis en service 80,6 MW. La centrale en construction d'Ituango, dont la mise en service était prévue en 2021, produira 17 % de l'électricité du pays[9].

En 2019, la Colombie a produit 0,46 EJ (exajoules) d'hydroélectricité, en baisse de 9,3 % par rapport à 2018 mais en progression de 18 % depuis 2009. Elle se classe au 13^e rang mondial avec 1,2 % de la production mondiale, loin derrière le Brésil (2^e avec 9,5 %) et le Canada (3^e avec 9,0 %)[b 10].

Les centrales hydroélectriques représentaient 70 % de la puissance installée électrique de la Colombie et 86 % de sa production d'électricité en 2017, contre une moyenne de 70 % sur les quatre années précédentes, marquées par des sécheresses continuelles, et au-dessus du précédent record : 79 % en 2012[10].

Le barrage d'Ituango, dont la construction a débuté en 2011 sur le río Cauca, devrait avoir une capacité nominale de 2 400 MW, ce qui en fera le plus grand ouvrage hydroélectrique de Colombie, fournissant 17 % de l'électricité du pays ; sa mise en service est prévue fin 2021[11].

En 2017, l'ANLA, agence du Ministère de l'environnement et du développement durable, a refusé pour la seconde fois d'accorder la licence environnementale pour le projet hydroélectrique de Cañafisto (960 MW), dont le développeur entreprend une nouvelle étude de faisabilité pour une nouvelle version plus modeste du projet initial, réduite à 380 MW. Durant l'année 2017, la Colombie a augmenté sa puissance installée de 100 MW avec la mise en service de cinq projets de 10 à 20 MW chacun. Au total, 125 projets hydroélectriques sont au stade de la pré-faisabilité selon le Ministère de l'énergie et des mines, avec une puissance totale de 5 600 MW[10].

Selon les services de l'État, le potentiel restant à équiper en centrales au fil de l'eau atteindrait 56 GW. Les ressources du pays sont concentrées dans le bassin du Río Magdalena, où sont situés 60 % de la puissance installée et la majorité des projets. En 2015, sept nouvelles centrales totalisant 599 MW ont été mises en service, en particulier la centrale El Quimbo (400 MW, production prévue : 2,2 TWh/an), le premier projet hydroélectrique privé mené à bien en Colombie par Emgesa, filiale du groupe italien Enel[12].

Le barrage Alberto-Lleras, sur le río Guavio, situé dans le département de Cundinamarca, fut achevé en 1992 et est actuellement le 10^e plus haut barrage du monde, avec une hauteur de 245 mètres ; sa capacité hydroélectrique est de 1 600 MW[13].

Le barrage de Riogrande dans le département d'Antioquia, au nord-ouest de Medellin, a une puissance de 75 MW[13].

La Colombie a mis longtemps pour mettre à profit ses excellentes ressources éoliennes du fait de nombreux obstacles, mais les sécheresses sévères causées par le phénomène El Niño en 2015-2016 ont mis en lumière la grande vulnérabilité de la Colombie aux effets du changement climatique et déclenché une évolution de la politique énergétique nationale. Un premier appel d'offres en février 2019 a échoué du fait de réglementations anti-trusts. Le deuxième appel d'offres d'énergies renouvelables, en octobre 2019, a sélectionné 7 projets éoliens totalisant 1 174 MW dans le département de La Guajira, qui bénéficieront de contrats de ventes sur 15 ans et devraient entrer en service en 2022. Les enchères ont débouché sur des prix historiquement bas à 28 $/MWh. Le total des projets autorisés atteint 2 530 MW en mars 2020. Le potentiel éolien de La Guajira est évalué à 18 GW. Le gouvernement prévoit de porter la capacité des énergies renouvelables hors hydro à 17 % en 2030 contre 1 % en 2019, avec de lourds investissements dans les réseaux à haute tension[14].

Le Ministère de l'énergie et des mines dénombre en 2017 plus de 300 projets solaires et éoliens, d'une puissance totale de 2 775 MW. Le pays s'est donné l'objectif de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 20 % d'ici 2030[10].

Le pays s'est engagé dans une politique de diversification de ses sources d'énergie renouvelables, développant l'éolien et le solaire afin de compenser l'irrégularité de la production hydroélectrique. En juin 2021, le Congrès a approuvé une loi sur la transition énergétique qui promeut l'énergie renouvelable (petite hydraulique comprise), l'hydrogène et le transport durable. Des appels d'offres ont été organisés en 2021 pour les énergies renouvelables et le stockage d'énergie. Le ministère de l'énergie a publié une feuille de route sur l'hydrogène pour les 30 prochaines années[8].

Carte du réseau d'oléoducs de la Colombie en 2010.

Le réseau d'oléoducs comprend en particulier :

• l'Oléoduc Caño Limón-Coveñas (780 km, 220 kbbl/j) qui relie le champ pétrolifère de Caño Limón dans le département d'Arauca, à la frontière avec le Venezuela, au port de Coveñas sur la côte Caraïbe colombienne ; inauguré en avril 1986, il est la propriété conjointe de la société étatique colombienne Ecopetrol et de la compagnie américaine Occidental Petroleum.
• l'Oléoduc Ocensa (829 km, 650 kbbl/j) relie les champs pétrolifères de Cusiana et Cupiagua, dans les contreforts orientaux des Andes, au port de Coveñas sur la côte caribéenne. Il est la propriété d'un consortium composé d'Ecopetrol, BP, Total et Triton Colombia.
• l'Oléoduc transandin (305 km, 190 kbbl/j), construit en 1969, traverse la cordillère des Andes dans le sud du pays, reliant la municipalité de San Miguel (et par delà l'Équateur voisin) au port pacifique de Tumaco ; il est géré par Ecopetrol.
• l'Oléoduc de Colombie (481 km) relie la station de Vasconia, dans la vallée du río Magdalena, au port caribéen de Coveñas ; son parcours suit celui du pipeline Ocensa ; il est détenu à 42,5 % par Ecopetrol.
• l'Oléoduc des Llanos (235 km, 340 kbbl/j) relie le champ pétrolifère de Rubiales, dans le bassin des Llanos, à la station de Monterey, dans le département de Casanare, d'où il est connecté au pipeline Ocensa qui achemine le pétrole vers le port caribéen de Coveñas ; il est la copropriété d'Ecopetrol et de Pacific Rubiales Energy, une compagnie canadienne.
• l'Oléoduc du haut-Magdalena relie les champs pétrolifères situés dans le bassin supérieur du río Magdalena à la station de Vasconia, depuis laquelle le pétrole est acheminé au port caribéen de Coveñas par le pipeline Ocensa ou le pipeline de Colombie ; il est détenu à 49 % par Ecopetrol.

En novembre 2011 Ecopetrol a annoncé la construction de l'oléoduc Bicentenario en partenariat avec un consortium international ; ce projet de 4,2 milliards $ aura un débit maximal de 450 kbbl/j et devait être terminé fin 2012[U 3].

Le réseau de gazoducs comprend en particulier :

• le Gazoduc trans-caribéen (224 km) construit de 2006 à 2007, relie Maracaibo dans l'État de Zulia au Venezuela à la réserve de gaz de Puerto Ballena, dans le département de La Guajira, en Colombie, avec une extension prévue vers le Panamá et probablement le Nicaragua. L'opérateur du gazoduc est la compagnie Petróleos de Venezuela.

Le réseau de transport d'électricité est géré par ISA (Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P), qui exploite 40 805 km de lignes à haute tension en Colombie et toute l'Amérique Latine[15].

La Colombie participe au projet de Système andin d'interconnexion électrique (SINEA) avec l'Équateur, le Pérou, la Bolivie et le Chili ; une ligne d'interconnexion avec l'Équateur, d'une capacité de 300 MW, devrait être achevée en 2018, ainsi qu'une ligne vers le Panama[12].

Avec une consommation d'énergie primaire de 0,78 tep/habitant en 2018, la Colombie est 59 % au-dessous de la moyenne mondiale : 1,88 tep/hab et 36 % au-dessous de celle de l'Amérique latine : 1,21 tep/hab[s 1].

La consommation d'énergie primaire de la Colombie en 2018 se répartit en :

• pétrole : 15,0 Mtep (38,6 %)
• gaz naturel : 10,2 Mtep (26,4 %)
• hydroélectricité : 5,2 Mtep (13,3 %)
• biomasse : 5,0 Mtep (12,7 %)
• charbon : 3,5 Mtep (9,0 %)[1].

La répartition de la consommation d'énergie finale de la Colombie (après raffinage ou transformation en électricité et transport) était la suivante en 2018 :

• produits pétroliers : 12,6 Mtep (43,4 %)
• électricité : 5,3 Mtep (18,4 %)
• biomasse : 4,6 Mtep (15,7 %)
• gaz naturel : 4,1 Mtep (14,1 %)
• charbon : 2,4 Mtep (8,4 %)[1]

et sa répartition par secteur de consommation :

• industrie : 7,5 Mtep (25,8 %)
• transport : 10,7 Mtep (36,8 %)
• résidentiel : 6,2 Mtep (21,2 %)
• tertiaire : 1,7 Mtep (5,7 %)
• agriculture : 0,2 Mtep (0,9 %)
• usages non énergétiques (chimie) : 0,8 Mtep (2,9 %)[1].

La consommation finale d'électricité était en 2018 de 61,84 TWh, répartie en :

• industrie : 19,96 TWh (32,3 %)
• transport : 0,10 TWh (0,2 %)
• ménages : 24,69 TWh (39,9 %)
• tertiaire : 13,29 TWh (21,5 %)
• agriculture : 0,77 TWh (1,2 %)[6].

Avec une consommation d'électricité de 1 448 kWh/habitant en 2018, la Colombie est 56 % au-dessous de la moyenne mondiale : 3 260 kWh/hab et 30 % au-dessous de celle de l'Amérique latine : 2 065 kWh/hab[s 1].

Exportations de la Colombie selon le MIT Harvard Economic Observatory (2012).

Le graphique ci-contre permet de constater que les combustibles fossiles représentaient la majeure partie (56 %) des exportations colombiennes en 2012.

En 2016, selon la même source, les combustibles fossiles représentent encore 49 % des exportations colombiennes[16].

Les exportations de pétrole sont destinées surtout aux États-Unis qui ont reçu 422 kbbl/j de brut et produits pétroliers de Colombie en 2011 ; ensuite viennent la Chine et le Japon[U 3].

La Colombie a exporté 69 Mt en 2010, surtout vers l'Europe (48 %), l'Amérique du Sud (14 %) et les États-Unis (17 %). Le charbon est le second produit d'exportation colombien après le pétrole et représentait 15 % des revenus d'exportation en 2010, et 75 % des importations U.S. de charbon (13 Mt) ; en 2011, les importations U.S. ont décliné, mais la part de la Colombie est restée la même : 8,6 Mt (73 %) ; la part de l'Asie dans les exportations de charbon colombiennes est passée de moins de 1 % en 2009 à 12,7 % en 2010 dont plus de la moitié pour la Chine. En mai 2012, le président colombien a rencontré son homologue chinois à Pékin pour examiner les projets d'investissements chinois dans le charbon colombien et la construction d'un chemin de fer vers la côte du Pacifique pour faciliter les exportations vers l'Asie[U 7].

• (es) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en espagnol intitulé « Sector eléctrico en Colombia » (voir la liste des auteurs).
• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2020 (voir pages 60-69), 27 août 2020, [PDF].

• (en) BP Statistical Review of World Energy 2020 - 69th edition, BP, juin 2020 [PDF].

• (en) [PDF] U.S.Energy Information Administration (EIA) Country analysis briefs - Colombia, consulté le 4 novembre 2013.

• Autres

• Économie de la Colombie
• Industrie minière en Colombie

• (es) Ministerio de Minas y Energía, Ministère des Mines et de l'Énergie de Colombie.
• (es) Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la República de Colombia, Ministère de l'Environnement colombien.
• (es) Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, Commission de Régulation de l'Énergie et du Gaz.
• (es) ISA, Interconexión Eléctrica S.A. (ISA)
• (en) An Energy Overview of Colombia, Département de l'Énergie des États-Unis, 6 février 2003
• (fr) Le secteur pétrolier en Colombie [PDF], Mission Economique de Bogota, janvier 2007