Le Kenya a réparti le risque de Menengai : la BAD a foré la vapeur, les producteurs indépendants ont construit les centrales

Les pénuries d'électricité au Kenya à la fin des années 2000 découlaient de la dépendance à l'hydroélectricité : lorsque les pluies manquaient, la production chutait et le pays brûlait un combustible thermique de secours coûteux, un schéma qui s'est répété de 2011-12 à 2018, selon le rapport d'achèvement de projet de la BAD.

Le Kenya disposait d'un vaste potentiel géothermique dans la vallée du Rift, mais les capitaux privés ne voulaient pas forer de puits d'exploration : le risque lié à la ressource était trop élevé et le retour sur investissement trop incertain. Le Projet de développement géothermique de Menengai de la BAD, d'un montant de 108 millions de dollars, a assumé ce risque, la Geothermal Development Company (GDC), société publique, réalisant les forages et prouvant la vapeur.

La vapeur étant garantie, trois entreprises privées ont construit et exploité les centrales. La répartition a fonctionné : 49 puits forés à la fin novembre 2019 ont fourni 169,9 MW de vapeur — au-delà des estimations initiales — et le projet a ajouté 105 MW de production, de quoi alimenter environ 500 000 personnes, dont 70 000 en zone rurale, créant plus de 600 emplois.

La production géothermique du Kenya a triplé, passant de 198 MW à près de 672 MW en six ans, faisant du pays le premier producteur géothermique d'Afrique ; le rapport d'achèvement (octobre 2020) consigne le rôle du projet dans la fin du déficit lié à l'hydroélectricité, et 94 agents ont été formés au forage, à la passation de contrats et au financement, dont 44 % de femmes.

Réduire publiquement le risque lié à la ressource ; laisser les producteurs indépendants construire les centrales

Le risque d'exploration, et non le financement des centrales, constituait le véritable obstacle à la géothermie.

Le forage public a rendu la vapeur bancable, attirant les investisseurs privés dans les centrales.

Trois producteurs indépendants ont ajouté des capacités sans alourdir le bilan de l'État.

La géothermie pilotable a remplacé l'hydroélectricité dépendante de la météo et le diesel coûteux.

Lorsque le risque lié à une ressource de frontière bloque l'investissement, il faut le répartir : le secteur public porte l'exploration non bancable (prouver la vapeur), et les opérateurs privés construisent la capacité bancable sur cette base.

Menengai est devenu un modèle de développement géothermique en Afrique de l'Est : le Kenya a continué à déployer ce modèle dans le cadre de son Plan de développement électrique au moindre coût, et le rapport d'achèvement de la BAD (octobre 2020) a consigné la contribution du projet à la fin de la pénurie ; les objectifs de production du pays ont continué de progresser vers 5 521 MW d'ici 2022 dans le cadre de Vision 2030.