Énergie en Colombie

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Énergie en Colombie
Mine de charbon d'El Cerrejón (photo : décembre 2008).
Mine de charbon d'El Cerrejón (photo : décembre 2008).
Bilan énergétique (2012)
Offre d'énergie primaire (TPES) 31,6 M tep
(1 322,6 PJ)
par agent énergétique pétrole : 41,4 %
gaz naturel : 25,1 %
électricité : 12,8 %
charbon : 9,1 %
Énergies renouvelables 13 %
Consommation totale (TFC) 24,6 M tep
(1 029,5 PJ)
par habitant 0,66 tep/hab
par secteur ménages : 20,6 %
industrie : 26,9 %
transports : 38,1 %
services : 6,6 %
agriculture : 7,6 %
Électricité (2012)
Production 62,34 TWh
par filière hydro : 76,3 %
thermique : 20,4 %
biomasse/déchets : 3,1 %
éoliennes : 0,1 %
Combustibles (2012)
Production pétrole : 49,5 Mtep
gaz naturel : 9,4 Mtep
charbon : 57,9 Mtep
Commerce extérieur (2012)
Importations électricité : 7 GWh
pétrole : 0
gaz naturel : 0
charbon : 0
Exportations électricité : 715 GWh
pétrole : 32,5 Mtep
gaz naturel : 1,4 Mtep
charbon : 55,0 Mtep
Sources
AIE[1]

Le secteur de l'énergie en Colombie est dominé par le charbon (46,5 % de la production d'énergie primaire du pays en 2012), dont la production est exportée à 95 %, le pétrole (39,8 % de la production et 41,4 % de la consommation d'énergie primaire), et le gaz naturel (7,5 % de la production et 25,1 % de la consommation d'énergie primaire) ; la Colombie était en 2013 le 5e exportateur mondial de charbon avec 6 % des exportations mondiales. Mais l'électricité est produite à 79 % par les centrales hydroélectriques.

Avec une consommation d'énergie primaire de 0,66 tep/habitant en 2012, la Colombie est très en dessous de la moyenne mondiale : 1,90 tep/hab et de celle de l'Amérique latine : 1,31 tep/hab. Ses émissions de CO2 liées à l'énergie étaient en 2012 de 1,41 tonnes de CO2 par habitant, largement inférieures à la moyenne mondiale : 4,51 t CO2/hab et à celle de l'Amérique latine : 2,46 t CO2/hab.

Historique[modifier | modifier le code]

Le premier tournant historique dans l'établissement du système électrique fut la loi 113 de 1928, qui déclara d'intérêt publique l'exploitation de l'énergie hydroélectrique. Le système fonctionnait de manière décentralisée, les compagnies d'État verticalement intégrées maintenant un monopole dans leurs régions respectives. Seule une compagnie publique, ISA (Interconexión Eléctrica S.A.) assurait les échanges d'électricité entre les différents systèmes régionaux.

Pylône de transport électrique 115 kV Paipa - Tunja

Durant la décennie 1980, le secteur électrique colombien, comme dans les autres pays latino-américains, traversa une crise causée par les tarifs subventionnés, l'influence politique dans les compagnies d'État et les retards et dépassements de devis des grands projets de production.

Au début de la décennie 1990, le gouvernement entrepris la modernisation du secteur électrique, l'ouvrant à la participation du privé. La restructuration fut menée à bien par les lois 142 (Loi des Services Publics) et 143 (Loi de l'Électricité) de 1994, qui définirent le cadre réglementaire du développement d'un marché concurrentiel. Le nouveau système, conçu par la CREG (Commission de Réglementation du Gaz et de l'Énergie), fut mis en place à partir de juillet 1995 : ouverture du marché de gros de l'énergie et de la Bourse de l'énergie[2].

La Colombie s'est fixé un agenda ambitieux de réforme du secteur énergétique : promouvoir les investissements étrangers, en particulier dans les hydrocarbures et le développement de la capacité de production énergétique ; simplifier les formalités pour les projets énergétiques de petite taille ; renouveler l'intérêt pour les technologies d'énergies renouvelables non traditionnelles avec un cadre réglementaire qui facilite un changement graduel du bilan énergétique[3].

En 2001 fut promulguée la Loi 697 promouvant l'usage efficient et rationnel de l'énergie et les énergies alternatives, complétée par le Décret 3683 publié en 2003. La loi et le décret traitent d'aspects importants comme la stimulation de l'éducation et de la recherche sur les sources d'énergies renouvelables. Cependant, cette loi laisse de côté des points fondamentaux pour obtenir un développement significatif des EnR, tels qu'un système de soutien réglementaire pour favoriser l'investissement, la définition de politiques de promotion des EnR, ou l'établissement d'objectifs quantifiés de pourcentage d'EnR[4].

Production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

La Colombie produit 124,5 Mtep d'énergies primaires en 2012, soit 394 % de ses besoins (73 % sont exportés), dont[1] :

  • pétrole : 49,5 Mtep (39,8 %)
  • gaz naturel : 9,4 Mtep (7,5 %)
  • charbon : 57,9 Mtep (46,5 %)

les combustibles fossiles totalisent 93,8 % ;

  • hydroélectricité : 4,1 Mtep (3,3 %)
  • biomasse et déchets : 3,7 Mtep (3,0 %).

Pétrole[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Pétrole en Colombie.

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

La Colombie a, 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 résulte de l'exploration de plusieurs blocs attribués lors du dernier 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].

Production de pétrole[modifier | modifier le code]

La Colombie a produit 923 000 barils/jour de pétrole brut en 2011, en progression de 35 % par rapport aux 595 kb/j de 2008 ; le Ministère des Mines et de l'Énergie prévoit 1 million de b/j fin 2012 et 1,5 Mb/j en 2020. Le pays ne consomme que 298 kb/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 kb/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 production de pétrole atteignait 49,5 Mt en 2012, dont 32,5 Mt (65,6 %) ont été exportés directement ainsi que 3,7 % sous forme de produits pétroliers[1].

La Colombie fut brièvement perçu 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 départemant 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 kb/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 kb/j, elle a atteint son pic à 434 kb/j en 1999 et n'est plus que 130 kb/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 kb/j, et les réserves prouvées à 1.5 Gbbls, avant le redémarrage de 2008.

Article détaillé : Régions pétrolières en Colombie.

Les principaux gisements sont :

Raffinage[modifier | modifier le code]

Les cinq raffineries colombiennes, toutes propriété d'Ecopetrol, ont produit 16 Mtep de produits pétroliers en 2012, dont 5,0 ont été exportés et 2,2 consommés par les transports internationaux (soutes) ; avec les 3,2 Mt importés, la consommation intérieure de produits pétroliers a été de 12,1 Mtep, dont 8,8 Mtep pour le secteur des transports (73 %), les autres secteurs consommateurs ayant été la chimie (4,7 %), l'agriculture (9,6 %), l'industrie (6,4 %) et les ménages (4,4 %)[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].

Gaz[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Gaz naturel en Colombie.

Selon le Oil and Gas Journal (OGJ), la Colombie avait 4,7 Tcf (téra-pied cube - 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 Colombie a produit 398 milliards de pied cube (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 (1124 milliards de pied cube) 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 racheté 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].

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 5] :

  • 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/j (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/j[U 5].

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 6].

Charbon[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Charbon en Colombie.
Mine de charbon d'El Cerrejón (photo : décembre 2008).
Puerto Bolívar, le principal port d'exportation de charbon de Colombie et d'Amérique du Sud (mars 2013).

Selon l'Organisation Latino-Américaine de l'Énergie, la Colombie dispose de 5,1 millions 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 est 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 6]. la Colombie était en 2013 le 5e exportateur mondial de charbon : 74 Mt, soit 6 % des exportations mondiales[k 1].

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 6].

La Colombie a produit 57,9 Mtep de charbon en 2012, dont 55,0 Mtep (95 %) ont été exportés[1].

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.

Électricité[modifier | modifier le code]

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

Les centrales hydroélectriques représentent 70 % de la puissance installée électrique de la Colombie et 80 % de la production.

Le Barrage Alberto Lleras, sur le río Guavio, situé dans le département de Cundinamarca, fut achevé en 1992 et est actuellement le 10e plus haut barrage du monde, avec une hauteur de 245 mètres ; sa capacité hydroélectrique est de 1 600 MW[5].

Le Barrage d'Ituango, dont la construction a débuté en 2011 sur le río Cauca, devrait avoir une capacité nominale de 2 456 MW, ce qui en fera le plus grand ouvrage hydroélectrique de Colombie ; sa mise en service est prévue en 2018.

Le barrage de Riogrande dans le département d'Antioquia, au nord-ouest de Medellin, a une puissance de 75 MW[5].

Transport[modifier | modifier le code]

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

Le réseau d'oléoducs comprend en particulier :

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

Le réseau de gazoducs comprend en particulier :

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[6].

Usage[modifier | modifier le code]

Consommation domestique[modifier | modifier le code]

Avec une consommation d'énergie primaire de 0,66 tep/habitant en 2012[k 2], la Colombie est très en dessous de la moyenne mondiale : 1,90 tep/hab et de celle de l'Amérique latine : 1,31 tep/hab[k 3].

La consommation d'énergie primaire de la Colombie se répartit comme suit en 2012[1] :

  • pétrole : 13,1 Mtep (41,4 %)
  • gaz naturel : 7,9 Mtep (25,1 %)
  • hydroélectricité : 4,1 Mtep (13,0 %)
  • biomasse : 3,7 Mtep (11,6 %)
  • charbon : 2,9 Mtep (9,1 %)

La répartition de la consommation d'énergie finale de la Colombie (après raffinage ou transformation en électricité et transport) était la suivante en 2012 :

  • produits pétroliers : 12,1 Mtep (48,1 %)
  • électricité : 4,4 Mtep (17,4 %)
  • gaz naturel : 3,8 Mtep (14,9 %)
  • biomasse : 3,0 Mtep (11,8 %)
  • charbon : 1,6 Mtep (6,3 %)
  • pétrole brut : 0,36 Mtep (1,4 %)

et sa répartition par secteur de consommation :

  • industrie : 6,6 Mtep (26,2 %)
  • transport : 9,4 Mtep (37,2 %)
  • ménages : 5,1 Mtep (20,1 %)
  • tertiaire : 1,6 Mtep (6,5 %)
  • agriculture : 1,9 Mtep (7,5 %)
  • usages non énergétiques (chimie) : 0,6 Mtep (2,3 %).

La consommation finale d'électricité était en 2012 de 50,9 TWh, répartie en :

  • industrie : 15,6 TWh (30,6 %)
  • transport : 0,065 TWh
  • ménages : 20,8 TWh (40,9%)
  • tertiaire : 12,2 TWh (23,9 %)
  • agriculture : 2,1 TWh (4,2 %).

Exportations[modifier | modifier le code]

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

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

Les exportations de pétrole sont destinées surtout aux États-Unis qui ont reçu 422 kb/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].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Les émissions de CO2 liées à l'énergie de la Colombie étaient en 2012 de 1,41 tonnes de CO2 par habitant[k 2], largement inférieures à la moyenne mondiale : 4,51 t CO2/hab et à celle de l'Amérique latine : 2,46 t CO2/hab[k 3].

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. p. 15
  2. a et b p. 51
  3. a et b p. 49
  1. p. 1
  2. a et b p. 2
  3. a, b, c et d p. 3
  4. a, b et c p. 4
  5. a et b p. 5
  6. a, b et c p. 6
  7. p. 7
  • Autres
  1. a, b, c, d, e et f (en)Colombia : Balances for 2012, site AIE, 26 octobre 2014.
  2. ISA - Historia, site d'ISA consulté le 12 novembre 2013.
  3. ESMAP 2007
  4. (en)Ruiz & Rodríguez-Padilla 2005, site ScienceDirect consulté le 12 novembre 2013.
  5. a et b (en)Hydroelectric Plants in Colombia, sur le site Industcards conulté le 30 octobre 2013.
  6. (es)ISA Y SUS NEGOCIOS, site d'ISA consulté le 12 novembre 2013.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Bibliographie[modifier | modifier le code]

Liens internes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

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