Kenia teilte das Menengai-Risiko auf: Die AfDB bohrte den Dampf, IPPs bauten die Anlagen

Kenias Stromengpässe der späten 2000er Jahre resultierten aus der Abhängigkeit von Wasserkraft: Wenn der Regen ausblieb, sank die Erzeugung und das Land verbrannte teuren thermischen Ersatzbrennstoff – ein Muster, das sich laut dem Projektabschlussbericht der AfDB von 2011–12 bis 2018 fortsetzte.

Kenia verfügte über ein enormes geothermisches Potenzial im Rift Valley, doch privates Kapital wollte keine Explorationsbohrungen finanzieren: Das Ressourcenrisiko war zu hoch und die Amortisation zu unsicher. Das Menengai-Geothermie-Entwicklungsprojekt der AfDB über 108 Millionen USD übernahm dieses Risiko, wobei die staatliche Geothermal Development Company (GDC) den Dampf bohrte und nachwies.

Mit garantiertem Dampf bauten und betrieben drei private Unternehmen die Anlagen. Die Aufteilung funktionierte: 49 bis Ende November 2019 gebohrte Brunnen lieferten 169,9 MW Dampf – mehr als ursprünglich geschätzt – und das Projekt fügte 105 MW Erzeugungskapazität hinzu, genug für etwa 500.000 Menschen, darunter 70.000 im ländlichen Raum, und schuf mehr als 600 Arbeitsplätze.

Kenias geothermische Erzeugung verdreifachte sich in sechs Jahren von 198 MW auf fast 672 MW, womit das Land Afrikas größter Geothermieproduzent wurde; der Abschlussbericht (Oktober 2020) verzeichnet die Rolle des Projekts bei der Beendigung des wasserkraftbedingten Defizits, und 94 Mitarbeiter wurden in Bohrtechnik, Auftragsvergabe und Finanzierung geschult, 44 % davon Frauen.

Die Ressource öffentlich entschärfen; IPPs die Anlagen bauen lassen

Das Explorationsrisiko, nicht die Anlagenfinanzierung, war die eigentliche Barriere für Geothermie.

Öffentliche Bohrungen machten den Dampf bankfähig und zogen private Anlageninvestoren an.

Drei IPPs fügten Kapazität hinzu, ohne die Staatsbilanz zu belasten.

Regelbare Geothermie ersetzte wetterabhängige Wasserkraft und teuren Diesel.

Wenn das Risiko einer Frontier-Ressource Investitionen blockiert, teilt man es auf: Die öffentliche Seite trägt die nicht bankfähige Exploration (den Dampf nachweisen), und private Betreiber bauen die bankfähige Kapazität darauf auf.

Menengai wurde zur Vorlage für die geothermische Entwicklung in Ostafrika: Kenia skalierte das Modell im Rahmen seines Least-Cost-Power-Development-Plans weiter, und der Abschlussbericht der AfDB (Oktober 2020) verzeichnete den Beitrag des Projekts zur Beendigung des Engpasses; die Erzeugungsziele des Landes stiegen im Rahmen von Vision 2030 weiter auf 5.521 MW bis 2022.