Des financements préliminaires et les premiers forages ont démarré pour un certain nombre de projets géothermiques destinés à aider Djibouti à améliorer sa sécurité énergétique et à remplir ses objectifs en matière d’émissions de CO2.
En juillet 2017, Djibouti a obtenu un financement de 27 millions de dollars de la part du Fonds de Développement du Koweït pour mener à bien le projet géothermique de Gale-Le-Koma dans la région du Lac Assal. La signature de l’accord de financement a été précédée d’une évaluation technique et financière du site qui a duré deux semaines.
Selon un communiqué de l’Office Djiboutien de Développement de l’Energie Géothermique (ODDEG), le prêt contribuera à garantir la réalisation de huit forages de production et de deux forages de réinjection pour une nouvelle centrale géothermique, dont la mise en service est prévue pour 2021. La centrale sera dotée d’une capacité initiale de 15 MW, qui pourra être portée à 50 MW une fois la phase finale achevée en 2025.
Le projet de Gale-Le-Koma est loin de constituer l’unique projet géothermique actuellement dans les tuyaux dans le petit pays de 900 000 habitants. Un mois avant l’octroi du prêt du Fonds de Développement du Koweït, le groupe public Electricité de Djibouti (EDD) signait avec la compagnie de forage islandaise Iceland Drilling Company un contrat d’exploration portant sur le forage et l’examen de deux puits d’exploration géothermique de 2500 mètres de profondeur, ainsi que de deux autres puits dans la zone de la Caldeira de Fialé dans la région du Lac Assal.
Le forage de la Caldeira de Fialé s’inscrit dans le cadre du Projet de Production d’Energie Géothermique de la Banque Mondiale, lancé mi-2013. Doté d’un budget de 27,8 millions de dollars, ce dernier entend analyser la viabilité de la production d’électricité géothermique au Lac Assal par le biais d’un programme de forage assisté. Plusieurs autres institutions de financement du développement participent au financement du projet, notamment la Banque Africaine de Développement, l’Overseas Private Investment Corporation américaine, L’Agence Française de Développement et l’Association Internationale de Développement.
Les projets de Gale-Le-Koma et de la Caldeira de Fialé s’inscrivent dans une stratégie plus large de l’Etat djiboutien qui vise à développer le potentiel géothermique du Lac Assal et d’autres régions du pays. En 2014, une étude menée par l’Agence Japonaise de Coopération Internationale a identifié 13 sites à fort potentiel géothermique – au Lac Assal ; Hanlé-Garabbayis dans le Triangle Afar ; le site de Nord-Goubet ; et celui de Gaggadé dans la région de Dikhil – qui pourraient, ensemble, représenter une capacité de production supplémentaire d’au moins 1 GW pour le pays. La géothermie constitue ainsi la plus importante source d’énergie potentielle à Djibouti, dépassant les énergies solaire et éolienne.
Les financements dont a bénéficié le secteur géothermique balbutiant du pays ne proviennent toutefois pas uniquement d’organismes de développement. L’année dernière, au mois d’août, l’ODDEG a signé avec le conglomérat industriel japonais Toshiba un mémorandum d’entente portant sur la réalisation de plusieurs projets géothermiques d’une capacité de 50 MW à travers le pays. Dans le cadre de ce partenariat, Toshiba apportera son assistance en matière de développement et de fourniture de systèmes de production, ainsi que dans le domaine de la formation du personnel des centrales électriques.
Le développement du potentiel géothermique est déterminant pour le pays, dont l’objectif d’utiliser 100% d’énergie renouvelable d’ici 2020 est un élément clé de la stratégie économique nationale baptisée Vision 2035. A l’heure actuelle, Djibouti est dépendante des importations d’hydroélectricité en provenance d’Ethiopie pour satisfaire environ deux-tiers de ses besoins en énergie, mais les prévisions d’une demande en hausse qui atteindrait, selon la Vision 2035, 230 MW d’ici trois ans–contre 121 MW au moment du lancement du plan – illustrent bien la nécessité d’intensifier la production sur le sol djiboutien.
En outre, dans la mesure où la production d’électricité à Djibouti est principalement le fait de quatre usines utilisant du fuel lourd et des groupes électrogènes diesel – dotées d’une capacité de production totale de 126 MW mais qui affichent souvent une production bien moindre –la transition vers les énergies renouvelables permettra également au pays de se rapprocher de son objectif de réduire de 40% ses émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030.
L’énergie géothermique n’est cependant pas la seule méthode de production actuellement à l’étude à Djibouti. Le pays, qui jouit de forts taux d’ensoleillement et enregistre des vents fréquents et réguliers, cherche également à encourager la production d’électricité solaire et éolienne.
En juin 2015, par exemple, Ali Yacoub Mahamoud, alors Ministre de l’Energie, a signé avec la société Shanghai Electric un mémorandum d’entente portant sur la construction d’un parc éolien d’une capacité de 60 MW qui se fera en deux phases de 30 MW.
Il convient plus particulièrement de mentionner les efforts déployés par le pays pour développer la production d’électricité à partir de l’énergie solaire. En janvier l’année dernière, le groupe suisse Green Enesys a démarré les travaux d’une centrale électrique solaire d’une capacité de 300 MW dans le Grand Bara, au sud de la capitale. Il s’agit selon les médias du plus grand projet jamais réalisé par la compagnie suisse, avec une construction prévue en six phases de 50 MW, pour un coût total estimé à 360 millions de dollars. L’entreprise spécialisée dans les énergies renouvelables sera chargée de la construction, du financement et de l’exploitation de la centrale et vendra l’électricité produite à EED dans le cadre d’un accord d’achat d’électricité.
Preliminary financing and drilling has begun for a number of geothermal projects aimed at helping Djibouti improve energy security and meet emissions targets.
In July 2017 Djibouti secured $27m in funding from the Kuwait Development Fund for the development of the Gale-Le-Koma geothermal project in the Lake Assal region. The funding deal came on the back of a two-week technical and financial evaluation of the site.
According to a statement from the Djibouti Office for Geothermal Energy Development (Office Djiboutien de Développement de l'Energie Géothermique, ODDEG), the loan will help to underwrite the drilling of eight production boreholes and two re-injection boreholes for a new geothermal power plant, which is set to come on-line in 2021. The plant will have an initial capacity of 15 MW, with the potential for a total capacity of 50 MW following completion of the final phase in 2025.
The Gale-Le-Koma project is far from the only geothermal project in the small 900,000-person country. The Kuwait Development Fund loan came a month after state-owned utility Electricité de Djibouti (EDD) signed an exploration contract with Iceland Drilling Company for the drilling and testing of two 2500-metre geothermal exploration wells, and two optional wells in the Fiale Caldera area of Lake Assal.
The Fiale Caldera drilling is a component of the World Bank’s $27.8m Geothermal Power Generation project, which was launched in mid-2013 to assess the commercial viability of geothermal power production in Lake Assal through an assisted drilling programme. Several other development finance institutions are participating in the financing, including the African Development Bank, the Overseas Private Investment Corporation, the French Development Agency and the International Development Association.
The projects at Gale-Le-Koma and Fiale Caldera are part of a broader push by the government to develop the geothermal potential in Lake Assal and other regions of the country. In 2014 a study by the Japan International Cooperation Agency identified 13 geothermal sites for potential development – at Lake Assal; Hanle-Garabbayis in the Afar region; North Goubet; and Gaggade in the Dikhil region – which could collectively add at least 1 GW of generation capacity. This puts geothermal as Djibouti’s highest potential source of energy, ahead of both solar and wind.
However, it is not only development financing behind the country’s nascent geothermal segment. In August last year ODDEG signed a memorandum of understanding with Japanese industrial conglomerate Toshiba for the development of 50 MW of geothermal power projects across the country. As a part of this partnership, Toshiba will assist in the development and supply of generation equipment, and the training of personnel at power plants.
Developing geothermal potential is central to achieving the government’s goal of relying entirely on clean energy by 2020, a key component of the country’s Vision 2035 economic strategy. Currently, Djibouti depends on imported hydropower from Ethiopia to meet roughly two-thirds of its domestic energy needs, but with Vision 2035 forecasting an increase in demand to more than 230 MW within three years – up from 121 MW when the plan was launched – the need for more domestic production is clear.
Furthermore, given that Djibouti currently relies primarily on four heavy fuel and diesel power plants for its own domestic generation – which combined have a capacity of 126 MW, but often produce far less – shifting to renewables will also help the country realise its target of reducing greenhouse emissions by 40% by 2030.
Geothermal is only one method of generation that the government is exploring, however. Djibouti, which benefits from both steady, frequent winds and high insolation rates, is also looking to encourage solar and wind generation.
In June 2015, for example, Ali Yacoub Mahamoud, then-minister of energy, signed a memorandum of understanding with Shanghai Electric for the construction of another 60-MW wind farm, to be completed in two, 30-MW phases.
Of greater note is the country’s push to boost solar generation. In January last year Switzerland’s Green Enesys broke ground on a 300-MW solar plant, located in Grand Bara, south of the capital. The project is the Swiss company’s largest to date, according to media reports, and it will be built in six, 50-MW phases at a total estimated cost of $360m. The renewables firm will undertake construction, financing and operation of the plant, and sell electricity to EDD under a power-purchasing agreement.
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