Fracturation en Colombie : annoncée, non autorisée

Le 7 août 2026, lors de son discours d'investiture, le président Abelardo de la Espriella s'est engagé à autoriser la fracturation hydraulique en Colombie. Les titres de la région l'ont présenté comme acquis. Il ne l'est pas. Deux semaines plus tard, aucun décret n'avait été signé, et la distance entre l'annonce et un puits qui puisse légalement être foré est plus longue que ne le laisse entendre la plupart des commentaires.

Ce qui a été réellement dit

L'engagement a été pris dans un discours, non dans un instrument juridique. Il s'inscrivait dans une plateforme énergétique plus large : relancer l'exploration d'hydrocarbures, renforcer le système électrique et faire de la sécurité énergétique une pièce maîtresse du gouvernement. Sur la fracturation en particulier, il s'agissait d'autoriser la technique dans le respect de normes techniques et environnementales élevées.

Un discours est une déclaration d'intention. En droit administratif colombien, il ne crée aucun droit, n'impose aucune obligation et ne peut à lui seul faire revivre un contrat suspendu ni délivrer une licence environnementale. Pour un opérateur qui planifie l'allocation de son capital, la question pertinente n'est pas ce qui a été annoncé, mais ce qui a été signé.

Au 19 août 2026, la réponse était : rien. Le propre bilan du gouvernement sur ses dix premiers jours dans le portefeuille de l'énergie fait état de changements de personnel, de revues de contrats, de la suspension de certains accords en vigueur et d'une extension de licence environnementale pour une installation de regazéification de GNL. Il ne contient aucun décret d'exploration d'hydrocarbures ni aucune autorisation de fracturation.

Les huit contrats qu'il faudrait faire revivre

Le programme non conventionnel colombien n'a pas commencé en 2026. Il a été construit avant 2022, puis arrêté. Ce qui existe aujourd'hui est un ensemble de huit contrats en suspens : six contrats d'exploration et de production et deux projets pilotes de recherche.

Les deux pilotes sont Kalé et Platero, tous deux situés dans la commune de Puerto Wilches, département de Santander. Ils sont suspendus depuis 2022. Aucun n'a atteint la phase de forage. Ils avaient été conçus comme des projets pilotes de recherche intégrale, le mécanisme créé par le droit colombien pour éprouver si le développement non conventionnel pouvait seulement avancer, leurs résultats devant éclairer une décision ultérieure sur l'exploitation commerciale.

La réactivation n'est donc pas un acte unique. Les organisations professionnelles du secteur en ont exposé la séquence dans une prise de position commune plus tôt cette année, et elle comporte au moins quatre étapes distinctes : l'octroi des licences environnementales pour les contrats existants ; la réactivation des six contrats d'exploration et de production par les contractants auprès de l'agence nationale des hydrocarbures ; la conversion des deux pilotes en contrats d'exploration et de production à part entière ; et des garanties de stabilité juridique et fiscale suffisantes pour que les opérateurs engagent des capitaux.

Chacune de ces étapes relève d'une autorité propre, suit son propre calendrier et s'expose à ses propres recours. L'étape des licences environnementales, en particulier, est celle où les projets d'hydrocarbures colombiens se sont enlisés de manière répétée, et c'est celle sur laquelle l'exécutif dispose du moindre pouvoir unilatéral.

Pourquoi la pression est réelle

L'urgence qui sous-tend l'annonce n'est pas fabriquée. Les chiffres sont difficiles.

Le rapport de réserves 2025 de l'agence nationale des hydrocarbures, présenté le 23 juin 2026 et portant sur 453 champs et 61 sociétés, établit les réserves prouvées de pétrole à 2 020 millions de barils, soit un ratio réserves sur production de 7,4 ans. Le taux de renouvellement s'est élevé à 94 pour cent : pour cent barils produits, quatre-vingt-quatorze ont été remplacés. C'est un recul marginal, obtenu dans une année où le Brent s'est établi en moyenne autour de 69 dollars.

Le gaz est le chiffre le plus dur. Les réserves prouvées de gaz s'établissent à 1 717 gigapieds cubes, soit un ratio réserves sur production de 5,9 ans, après une chute de 16,8 pour cent en une seule année. Le taux de renouvellement a été de moins vingt pour cent : le pays a consommé des réserves sans en ajouter aucune. Entre 2018 et 2025, les réserves prouvées de gaz ont diminué de plus de moitié.

La production a suivi. En juin 2026, la production de brut s'est établie à 712 799 barils par jour, en baisse de 4,2 pour cent sur un an. Le forage d'exploration a porté sur 45 puits en 2025, contre 110 à 130 par an sur la période 2010-2014. L'investissement d'exploration a reculé de 42 pour cent entre 2022 et 2025. Aucun nouvel appel d'offres n'a attribué de blocs d'exploration depuis 2021.

Le gaz est déjà trouvé. Ce n'est pas là que se situe la contrainte

Voici le constat qui modifie le plus la façon dont un opérateur devrait lire le débat sur la fracturation.

Les ressources contingentes de gaz de la Colombie — des volumes découverts mais non encore comptabilisés en réserves — s'élèvent à 10 540 gigapieds cubes en base 3C. Près des trois quarts de ce total, soit 7 855 gigapieds cubes, se trouvent en mer. Le gaz existe et sa localisation est connue.

Ce qui l'empêche de devenir des réserves figure dans le même rapport officiel. Cinquante-cinq pour cent de ces volumes contingents sont bloqués par des contingences environnementales et sociales. Vingt-neuf pour cent par des contingences juridiques et contractuelles. Trois pour cent seulement pour des raisons économiques.

Cette répartition mérite une lecture attentive. Elle indique que la contrainte déterminante du gaz colombien tient aux autorisations et aux contentieux, non à la géologie ni au prix. Une autorisation de fracturation ne traite aucune des deux catégories qui représentent quatre-vingt-quatre pour cent du blocage — et le développement non conventionnel, terrestre et situé en zones habitées, est plus exposé précisément à ces contraintes que ne le sont les volumes offshore.

Il ne s'agit pas de soutenir que l'annonce est dépourvue de portée. Il s'agit de soutenir qu'un opérateur qui modélise l'offre colombienne doit pondérer le risque d'autorisation bien au-dessus de l'orientation politique.

Ce qui a été effectivement signé

Les instruments qui existent bel et bien sont des nominations.

Le décret 1136 du 7 août 2026 a désigné le cabinet, avec María Nohemí Arboleda Arango — ingénieure électricienne, plusieurs années directrice générale de l'administrateur du marché de gros — comme ministre des Mines et de l'Énergie. Le décret 1189 du 12 août a nommé Ernesto Francisco Forero Fernández de Castro à la présidence de l'agence nationale des hydrocarbures ; il a pris ses fonctions le 20 août en énonçant trois priorités articulées autour de la science du sous-sol, de l'information sectorielle et de l'efficacité administrative. L'annonce de son arrivée, faite par l'agence elle-même, ne comporte aucun contrat, aucun appel d'offres et aucune résolution.

Par ailleurs, le décret 1261 du 19 août a déclaré l'état d'urgence économique, sociale et écologique pour trente jours dans quinze départements, à la suite du séisme de magnitude 7,4 du 10 août. Il ne comporte aucun prélèvement, aucune surtaxe ni aucune modification des redevances sur les hydrocarbures. C'est une réponse à une catastrophe, et il est soumis au contrôle automatique de constitutionnalité.

Quatorze jours après l'entrée en fonction du gouvernement, le bilan énergétique se composait de décrets de nomination, d'un décret d'urgence répondant à une catastrophe naturelle et de revues administratives de contrats. Rien n'avait modifié la situation juridique d'un opérateur étranger.

Ce qu'un opérateur étranger devrait faire maintenant

Distinguer, dans chaque document interne, entre annoncé, rédigé et adopté. Le gouvernement colombien précédent avait lui aussi annoncé une politique énergétique avant de gouverner par décret, et la Cour constitutionnelle a annulé des pans importants de ce qu'il avait pris. En Colombie, l'orientation politique prédit moins bien les résultats que le registre des instruments.

Surveiller l'autorité chargée des licences environnementales plutôt que la présidence. Si les huit contrats suspendus doivent avancer, le signal visible sera une activité de licence sur les dossiers existants, non de nouveaux discours.

Traiter les garanties de stabilité juridique et fiscale comme la véritable condition préalable. Aucun opérateur n'engage de capitaux non conventionnels dans une juridiction où le gouvernement précédent a suspendu le programme par voie politique et où l'actuel entend le rétablir par la même voie. Ce qui change ce calcul, c'est un instrument de stabilité doté de force contractuelle, et c'est un processus plus long et plus disputé qu'un décret d'autorisation.

Et modéliser séparément le scénario offshore. Les plus importants volumes de gaz découverts en Colombie se trouvent en mer, retenus par les autorisations et non par la technologie ou par le prix. Pour une société qui évalue son exposition au gaz colombien, le calendrier des autorisations offshore est une variable plus lourde de conséquences que l'autorisation ou non de la fracturation à terre.

L'annonce du 7 août constitue un véritable changement d'orientation, et il est raisonnable de planifier en supposant que cette orientation se maintiendra. Il n'est pas raisonnable de planifier en supposant qu'elle a déjà produit ses effets juridiques. À la date du présent article, ce n'est pas le cas.