Lista de centrais elétricas na Etiópia - List of power stations in Ethiopia

Esta página lista as centrais elétricas na Etiópia , ambas integradas à rede elétrica nacional, mas também isoladas. Devido ao rápido desenvolvimento da demanda por eletricidade na Etiópia, as usinas operacionais estão listadas, bem como as que estão em construção e também as propostas com probabilidade de serem construídas dentro de alguns anos.

Visão geral

Devido às condições favoráveis ​​na Etiópia ( energia hídrica , energia eólica , fotovoltaica , energia geotérmica ) para geração de energia , o país evita explorar e importar combustíveis fósseis tanto quanto possível. Como a Etiópia é um país em rápido desenvolvimento , a demanda por eletricidade cresce 30% a cada ano. Isso resulta em uma situação muito dinâmica, com muitas usinas sendo planejadas simultaneamente ou em construção.

No ano de 2014, a Etiópia teve - de acordo com uma estimativa da CIA - uma produção anual de eletricidade de 9,5  TWh e estava na posição 101 em todo o mundo. A capacidade instalada total era de ~ 2,4  GW e (posição 104). Em julho de 2017, o país tinha uma capacidade instalada total de ~ 4,3 GW e e uma produção anual de eletricidade de 12,5  TWh . Em 2017, a energia hidrelétrica detém a maior participação com 89,5% da capacidade instalada e 93,4% da produção anual de eletricidade.

Guia para as listas

As listas fornecem todas as usinas dentro da rede elétrica nacional da Etiópia (Ethiopian InterConnected System (ICS)). Além disso, estão listadas todas as usinas de energia ICS em construção, em reabilitação ou em modo de espera. E, finalmente, lista todas as usinas de energia ICS em estágio de planejamento que estão previstas (ou têm chances) de entrarem no estágio de construção até 2025. Todas as usinas de energia ICS são administradas pela Ethiopian Electric Power (EEP), a empresa estatal de produção de eletricidade. As listas estão atualizadas em setembro de 2017.

Além disso, uma selecção incompleto de centrais eléctricas fora da rede operacionais ( S elf- C ontained S fo r (SCS)) é fornecida por listas adicionais. Algumas das centrais SCS são centrais privadas, outras são administradas por administrações regionais ou locais. As usinas SCS são pequenas hidrelétricas ou geradores a diesel, geralmente com capacidade instalada <1 MW cada. A geração total de energia é de 6,2 MW e para pequenas centrais hidrelétricas SCS, enquanto os geradores SCS a diesel totalizam 20,65 MW e . Existem também cerca de 40.000 pequenos sistemas solares domésticos fora da rede (incluindo sistemas solares institucionais um pouco maiores ) para áreas rurais remotas da Etiópia, com uma capacidade instalada total de outros 4 MW e . Todas as usinas SCS combinadas têm uma capacidade instalada de cerca de 30 MW e .

Geralmente, é fornecida a capacidade nominal, mas não a capacidade efetiva das usinas. A maioria das listas também fornece o fator de capacidade anual para as usinas, que são os números reais para o ano fiscal etíope 2016/2017 (encerrado em julho de 2017). Para projetos de construção ou usinas planejadas, o fator de capacidade esperado é dado entre parênteses. Com a capacidade instalada conhecida e o fator de capacidade fornecido, pode-se fazer as contas (não feitas nesta página) e derivar a produção anual de energia real (ou planejada) (em GWh).

As listas vieram de uma pesquisa de jornais, documentos e relatórios do Banco Mundial, incluindo o próprio EEP. Os principais documentos para as usinas em estágio de planejamento nesta página vieram do Estudo do Plano Diretor de Expansão do Sistema de Energia da Etiópia, EEP 2014 e do Plano Diretor do Sistema de Energia Geotérmica da Etiópia, JICA 2015 .

Listas de usinas de energia ICS

Uma lista completa de todas as usinas de energia ICS da Etiópia foi publicada pela Ethiopian Electric Power (EEP) em setembro de 2017.

Energias renováveis

Energia hidrelétrica

ICS Power Plant Coordenadas Rio
Bacia de Drenagem

Capacidade instalada (MW e )
Fator de capacidade
(2016/17)

Tamanho total do reservatório [km 3 ]
Altura da barragem [m]
fio d'água

Área de irrigação [km 2 ]
operacional
desde
Status Notas
Aba Samuel 8 ° 47 17 ″ N 38 ° 42 22 ″ E / 8,788 ° N 38,706 ° E / 8.788; 38,706 ( Usina Hidrelétrica Aba Samuel ) Akaki Triângulo Afar 6,6 0,25 0,035 22 não 1932 Reabilitação
1970 a 2016
Koka (Awash I) 8 ° 28 ′ 05 ″ N 39 ° 09 22 ″ E / 8,468 ° N 39,156 ° E / 8.468; 39,156 ( Koka (Awash I) Central Hidrelétrica ) Inundado Triângulo Afar 43 0,23 1,9 47 não 1960
Awash II + III 8 ° 23′35 ″ N 39 ° 21′07 ″ E / 8,393 ° N 39,352 ° E / 8.393; 39,352 ( Usinas Hidrelétricas Awash II + III ) Inundado Triângulo Afar 64 0,21 Rio fio d'água não 1966
1971
Fincha 9 ° 33 40 ″ N 37 ° 24 47 ″ E / 9,561 ° N 37,413 ° E / 9.561; 37.413 ( Usina Hidrelétrica Fincha ) Fincha Abbay 134 0,63 0,65 20 não 1973
Fincha Amerti Neshe (FAN) 9 ° 47 20 ″ N 37 ° 16 08 ″ E / 9,789 ° N 37,269 ° E / 9,789; 37,269 ( Usina Hidrelétrica Fincha Amerti Neshe ) Amerti / Neshe Abbay 95 0,13 0,19 38 127 2011
Gilgel Gibe I 7 ° 49 52 ″ N 37 ° 19 ″ 19 ″ E / 7,831 ° N 37,322 ° E / 7,831; 37,322 ( Usina Hidrelétrica Gilgel Gibe I ) Gilgel Gibe Bacia de Turkana 184 0,43 0,92 40 não 2004 cascata com Gilgel Gibe II
Gilgel Gibe II 7 ° 45 25 ″ N 37 ° 33 43 ″ E / 7,757 ° N 37,562 ° E / 7,757; 37.562 ( Usina Hidrelétrica Gilgel Gibe II ) Gilgel Gibe / Omo Bacia de Turkana 420 0,41
açude de desvio
46,5 não 2010 cascata com Gilgel Gibe I
Gilgel Gibe III 6 ° 50′38 ″ N 37 ° 18′04 ″ E / 6,844 ° N 37,301 ° E / 6,844; 37,301 ( Usina Hidrelétrica Gilgel Gibe III ) Omo Bacia de Turkana 1.870 0,30 14,7 243 não 2016 cascata com Koysha
Koysha 6 ° 35 02 ″ N 36 ° 33 54 ″ E / 6,584 ° N 36,565 ° E / 6,584; 36.565 ( Usina Hidrelétrica Koysha ) Omo Bacia de Turkana (2.160) (0,34) 6 179 não em
construção
cascata com Gilgel Gibe III
Melka Wakena 7 ° 13 30 ″ N 39 ° 27 43 ″ E / 7,225 ° N 39,462 ° E / 7.225; 39.462 ( Usina Hidrelétrica Melka Wakena ) Shebelle Shebelle 153 0,30 0,75 42 não 1989
Tana Beles 11 ° 49′N 36 ° 55′E / 11,82 ° N 36,92 ° E / 11,82; 36,92 ( Usina Hidrelétrica de Tana Beles ) Beles Nilo 460 0,61 9,1 comportas 1.400 2010
Tekeze 13 ° 20 53 ″ N 38 ° 44 31 ″ E / 13,348 ° N 38,742 ° E / 13.348; 38,742 ( Usina Hidrelétrica de Tekezé ) Tekeze Nilo 300 0,26 9,3 188 não 2010
Tis Abay I + II 11 ° 29 10 ″ N 37 ° 35 13 ″ E / 11,486 ° N 37,587 ° E / 11.486; 37.587 ( Usinas Hidrelétricas Tis Abay I + II ) Nilo Azul Nilo 84,4 0,015 Rio fio d'água não 1953
2001
GERD Hidase 11 ° 12 ′ 50 ″ N 35 ° 05 20 ″ E / 11,214 ° N 35,089 ° E / 11,214; 35.089 ( Grande Usina Hidrelétrica da Renascença Etíope ) Abbay Abbay (6.450) (0,28) 74 155 não em construção, 65% concluído (4/2018)
cascata de facto
com a Barragem Roseires
Genale Dawa III 5 ° 30′36 ″ N 39 ° 43′05 ″ E / 5,51 ° N 39,718 ° E / 5,51; 39,718 ( Usina Hidrelétrica Genale Dawa III ) Ganale Jubba 254 0 2,6 110 não 2017 operacional, mas fora de uso por razões sociais cascata com Genale Dawa VI
Genale Dawa VI 5 ° 41′N 40 ° 56′E / 5,68 ° N 40,93 ° E / 5,68; 40,93 ( Usina Hidrelétrica Genale Dawa VI ) Ganale Jubba (257) (0,67) 0,18 39 270
implementação do projeto
cascata com a parceria público-privada Genale Dawa III
Geba I + II 8 ° 12 40 ″ N 36 ° 04 23 ″ E / 8,211 ° N 36,073 ° E / 8.211; 36.073 ( Usinas Hidrelétricas Geba I + II ) Gebba Abbay (385) (0,52) 1,4 46
70
4.800
implementação do projeto
Total 13.320
Total operacional 4.068

O fator de capacidade médio de todas as usinas hidrelétricas etíopes mostradas foi de 0,46 no ano de 2014/15, um valor médio da perspectiva mundial. Em 2016/17, o fator de capacidade médio ficou bem abaixo do valor de 2014/2015. O motivo é simples: a rede elétrica teve muitas reservas de geração de energia com a grande usina Gilgel Gibe III entrando em operação em 2016.

Esquemas a fio de água (sem reservatório) dependem totalmente do fluxo do rio, que pode ser baixo em épocas de seca. Às vezes, uma usina hidrelétrica a fio de água fica atrás de outra usina hidrelétrica em cascata, de modo que sua operação não depende do rio, mas do tamanho a montante do reservatório que alimenta a usina hidrelétrica a montante. Esse esquema existe em vários casos (ver Comentários ). Isso torna mais eficiente o uso do abastecimento de água existente.

Dado pela tabela é o volume total do reservatório para várias usinas hidrelétricas, mas não o volume vivo , a parte utilizável do volume para geração de energia hidrelétrica. O volume ao vivo nem sempre é conhecido, portanto não é mostrado nas listas, mas alguns exemplos podem ser dados. O reservatório de Tekezé tem um volume vivo de 5,3 km 3 , ou seja, menos de 58% do volume total de 9,3 km 3 . Já para Genale Dawa III, está presente um volume vivo de 2,3 km 3 , ou seja, quase 90% do volume total do reservatório. Para o reservatório maior da usina Gilgel Gibe III, o volume vivo é de 11,75 km 3 , 80% do tamanho total do reservatório. O reservatório Koysha, embora equipado com mais geradores de turbina do que Gilgel Gibe III, é considerado como tendo um volume vivo de apenas 5,2 km 3 . Koysha dependerá da cascata com Gibe III e é considerado operado parcialmente no modo fio d'água. E, finalmente, a Grande Barragem do Renascimento Etíope , o volume vivo é de cerca de 59,2 km 3 , também 80% do tamanho total do reservatório.

Fazendas de vento

De acordo com a The Wind Power , o número de parques eólicos em operação (julho de 2017) é de três. Todos esses parques eólicos fornecem energia para a rede nacional, eles são centrais elétricas ICS.

Parque eólico Localização Coordenadas
Capacidade Instalada (MW e )
Fator de capacidade
(2016/17)
Turbinas Operacional
desde
Notas
Adama I Adama 8 ° 33′50 ″ N 39 ° 14′06 ″ E / 8,564 ° N 39,235 ° E / 8.564; 39,235 ( Parques Eólicos Adama I + II ) 51 0,30 34 2012
Adama II Adama 8 ° 33′50 ″ N 39 ° 14′06 ″ E / 8,564 ° N 39,235 ° E / 8.564; 39,235 ( Parques Eólicos Adama I + II ) 153 0,32 102 2015
Ashegoda Hintalo Wajirat 13 ° 25 ′ 30 ″ N 39 ° 31 23 ″ E / 13,425 ° N 39,523 ° E / 13,425; 39.523 ( Ashegoda Wind Farm ) 120 0,21 84 2013
Ayisha I Ayisha 10 ° 45′14 ″ N 42 ° 35′06 ″ E / 10,754 ° N 42,585 ° E / 10.754; 42.585 ( Ayisha Wind Farm ) (120) (0,34) 80 em
construção
Ayisha II Ayisha 10 ° 45′14 ″ N 42 ° 35′06 ″ E / 10,754 ° N 42,585 ° E / 10.754; 42.585 ( Ayisha Wind Farm ) (120) (0,41) 48 em
construção; Ayisha III seguirá
Total 564,18
Total operacional 324,18

Ayisha I (120 MW e ), Ayisha II (120 MW e ) e Ayisha III (60 MW e ) estão agrupados em uma concessão. Isso significa que todos os três estarão em construção mais ou menos simultaneamente. A capacidade instalada total será de 300 MW e .

Geotérmica

Todas as usinas geotérmicas são projetadas para serem usinas de energia ICS. Eles são considerados principalmente como usinas de energia de carga de base.

ICS Power Plant Localização Coordenadas
Capacidade instalada (MW e )
Fator de capacidade
(2016/17)

Energia térmica (MW th )
Wells Operacional
desde
Status Notas
Aluto I Aluto  Langano 7 ° 47 20 ″ N 38 ° 47 38 ″ E / 7,789 ° N 38,794 ° E / 7,789; 38,794 ( Central Geotérmica de Aluto ) 7,3 0 80 4 1998 naftalina fora de operação na maior parte do tempo
Aluto II Aluto Langano 7 ° 47 20 ″ N 38 ° 47 38 ″ E / 7,789 ° N 38,794 ° E / 7,789; 38,794 ( Campo Geotérmico de Aluto ) (75) (0,8) 8 comprometido, em
implementação
Tendaho I Dubti 11 ° 45′N 41 ° 05′E / 11,75 ° N 41,09 ° E / 11,75; 41,09 ( Central Geotérmica Tendaho ) (10) (0,8) 6 em
construção
Corbetti I Shashamane 7 ° 11′N 38 ° 26′E / 7,18 ° N 38,44 ° E / 7,18; 38,44 ( Campo Geotérmico Corbetti Caldera ) (10) (0,8) 3-5 em construção
até 2020
Uma concessão de Corbetti I-III com Tulu Moye I-IV (total ~ 1020 MW)
Corbetti II Shashamane 7 ° 11′N 38 ° 26′E / 7,18 ° N 38,44 ° E / 7,18; 38,44 ( Campo Geotérmico Corbetti Caldera ) (50) (0,8) 9-13 comprometido, em implementação Uma concessão de Corbetti I-III com Tulu Moye I-IV (total ~ 1020 MW)
Tulu Moye I Zona Arsi 8 ° 09 ″ 32 ″ N 39 ° 08 ″ 13 ″ E / 8,159 ° N 39,137 ° E / 8.159; 39,137 ( Campo geotérmico de Tulu Moye ) (50) (0,90) em construção
até 2021
Uma concessão de Corbetti I-III com Tulu Moye I-IV (total ~ 1020 MW)
Total 202,3
Total operacional 0

A eficiência de conversão de energia das energias geotérmicas é baixa, em 10-15%, de forma que a energia térmica liberada é muito maior do que a energia elétrica obtida. Mas a energia térmica não custa nada, então uma baixa eficiência de conversão de energia não faz mal.

Um total de ~ 520 MW está planejado no site de Corbetti, com 10 MW em construção nos anos 2018-2019 ( Corbetti I ) financiados por capital próprio . Quase simultaneamente, será desenvolvido o Corbetti II com 50-60 MW, com base no financiamento da dívida. Após essas duas primeiras fases, uma simples decisão de GO por parte dos interessados ​​é necessária para iniciar as obras de construção do Corbetti III para adicionar mais 440-60 MW até 2025. Paralelamente às obras no canteiro de Corbetti, está previsto o início das obras nos locais geotérmicos de Tulu Moye com ~ 520 MW em quatro fases, Tulu Moye I com 50 MW até 2021 e após uma decisão do GO, Tulu Moye II-IV com 470 MW (ver projetos geotérmicos planejados abaixo) até 2027.

O pacote total de concessão acordado entre o governo etíope e as partes interessadas do projeto permite o desenvolvimento de 1020 MW de energia geotérmica nos respectivos locais.

Parques solares

A geração de energia a partir da energia solar na Etiópia é limitada a sistemas fotovoltaicos , apenas parques solares operando com células solares de tela plana serão construídos e operados. A Etiópia está especificando seus parques solares com a potência nominal convertida em CA MW ac, em vez do MW p padrão baseado em CC . A Etiópia, portanto, evita alguma confusão sobre a potência nominal de saída.

ICS Solar park Localização Coordenadas
Capacidade instalada
(MW ac )

Fator de capacidade
tamanho do parque
[km 2 ]
Operacional
desde
Status Notas
Metehara Metehara 8 ° 57 50 ″ N 39 ° 54 40 ″ E / 8,964 ° N 39,911 ° E / 8.964; 39.911 ( Parque Solar Metehara ) (100) (0,32) (2,5)
implementação do projeto
1º parque solar

Nenhuma usina de energia solar térmica está planejada. O primeiro grande parque solar é considerado operacional em 2019. Todos os parques solares serão operados por proprietários privados equipados com um contrato de compra de energia de longo prazo .

Térmico

As fontes renováveis ​​de usinas termelétricas incluem resíduos agrícolas, madeira e resíduos urbanos. Resumindo: biomassa. Existem dois tipos dessas usinas termelétricas na Etiópia:

  1. Usinas termelétricas de biomassa simples, toda a eletricidade gerada é exportada para a rede elétrica.
  2. Usinas termelétricas a biomassa que são cogeradas, ou seja, são usinas cativas acopladas a uma fábrica, normalmente uma fábrica de açúcar, e a eletricidade produzida é consumida principalmente por essa fábrica, sendo apenas o excedente de energia fornecido à rede nacional.
Térmica Simples

Há apenas uma usina termelétrica baseada em biomassa na Etiópia que não está anexada a alguma grande fábrica (portanto, é "simples" e não "cogeracional"). Localizado no local do aterro principal ( Koshe ) do capital Addis Ababa é a primeira transformação de lixo em energia usina da Etiópia, Reppie planta resíduos em energia . Será uma usina de energia ICS. A planta de potência opera com um PM de 110 th caldeira que é concebida para proporcionar vapor suficiente para um único de 25 MW e unidade geradora. Portanto, independentemente da existência de um segundo gerador de 25 MW e turbina, a usina não pode gerar mais de 25 MW e sem medidas especiais (como uma futura expansão da usina).

Usina Térmica ICS Localização Coordenadas Combustível
Capacidade térmica (MW th )

Capacidade instalada (MW e )
Máx. exportações líquidas
(MW e )

Fator de capacidade
Notas
Usina Reppie de transformação de resíduos em energia Adis Abeba 8 ° 58 34 ″ N 38 ° 42 36 ″ E / 8,976 ° N 38,710 ° E / 8.976; 38,710 ( Reppie resíduos para usina de energia ) resíduos urbanos,
biomassa
110 50 25 0,845
Cogeração térmica

Cogeração significa que a eletricidade é gerada por uma usina cativa anexada a uma fábrica, normalmente uma fábrica de açúcar na Etiópia, e a eletricidade produzida é consumida principalmente por essa fábrica, com apenas o excedente de energia sendo fornecido à rede nacional. A maior dessas usinas, no entanto, está em construção e é considerada como fornecedora de calor e eletricidade para uso próprio em um parque industrial próximo a Adi Gudem com até 11 fábricas de indústria pesada. É totalmente privado (IPP), a energia elétrica será entregue à rede nacional por meio de um contrato de compra de energia (PPA).

Usina Térmica ICS Localização Coordenadas Combustível
Capacidade instalada (MW e )
Uso próprio
(MW e )
Máx. exportações líquidas
(MW e )

Fator de capacidade
Status Notas
Adi Gudem Industrial Adi Gudem 13 ° 14 28 ″ N 39 ° 33 29 ″ E / 13,241 ° N 39,558 ° E / 13,241; 39.558 ( Usina a gás Adi Gudem ) gás (CCGT) (500) (135) (365) início da construção em março de 2019 IPP com PPA
Açúcar Wonji-Shoa Adama 8 ° 27 14 ″ N 39 ° 13 48 ″ E / 8,454 ° N 39,230 ° E / 8.454; 39,230 ( Usina de Açúcar Wonji-Shoa ) bagaço 30 9 21
Açúcar Metehara Metehara 8 ° 50 02 ″ N 39 ° 55 19 ″ E / 8,834 ° N 39,922 ° E / 8.834; 39.922 ( Usina de Açucar Metehara ) bagaço 9 9 0
Açúcar Finchaa Fincha 9 ° 47 31 ″ N 37 ° 25 16 ″ E / 9,792 ° N 37,421 ° E / 9.792; 37.421 ( Fábrica de Açúcar Finchaa ) bagaço 30 18 12
Kessem Sugar Amibara 9 ° 09 11 ″ N 39 ° 57 14 ″ E / 9,153 ° N 39,954 ° E / 9.153; 39,954 ( Fábrica de Açúcar Kessem ) bagaço 26 10 16
Açucar Tendaho Asaita 11 ° 33′00 ″ N 41 ° 23′20 ″ E / 11,550 ° N 41,389 ° E / 11.550; 41.389 ( Usina Açucareira Tendaho ) bagaço 60 22 38
Omo Kuraz I Sugar Kuraz 6 ° 17 24 ″ N 35 ° 03 11 ″ E / 6,290 ° N 35,053 ° E / 6.290; 35.053 ( Usina de Açúcar Omo Kuraz I ) bagaço (45) (16) (29) em construção
Açúcar Omo Kuraz II Kuraz 6 ° 07′34 ″ N 35 ° 59′56 ″ E / 6,126 ° N 35,999 ° E / 6,126; 35.999 ( Usina de Açúcar Omo Kuraz II ) bagaço 60 20 40
Açúcar Omo Kuraz III Kuraz 6 ° 07′34 ″ N 35 ° 59′56 ″ E / 6,126 ° N 35,999 ° E / 6,126; 35.999 ( Usina de Açúcar Omo Kuraz III ) bagaço 60 20 40
Açúcar Omo Kuraz V Kuraz 6 ° 07′34 ″ N 35 ° 59′56 ″ E / 6,126 ° N 35,999 ° E / 6,126; 35.999 ( Usina de Açúcar Omo Kuraz V ) bagaço (120) (40) (80) em construção
Total 647
Total operacional 167

A produção de açúcar e bioetanol a partir das folhas da cana- de- açúcar sobre os resíduos de biomassa: bagaço . A produção de açúcar e bioetanol requer energia térmica e elétrica, ambas fornecidas pela combustão do bagaço. O excesso de energia elétrica que não é necessária para os processos de produção é então entregue à rede elétrica nacional. As fábricas de açúcar da Etiópia são estatais e às vezes estão 'em construção' por muitos anos e não necessariamente fornecem açúcar - ou eletricidade. Um exemplo, a construção da Tendaho Sugar , iniciada em 2005 e 12 anos depois, seu grau de conclusão é de 27%. Além disso, a produção de cana-de-açúcar continua baixa, assim como a produção de açúcar e eletricidade. Pelo menos as três primeiras usinas da lista (açúcar Wonji-Shoa, açúcar Metehara, açúcar Finchaa) estão fora de questão, pois fornecem açúcar e eletricidade.

O bagaço só está disponível de outubro a maio durante e após a colheita da cana-de-açúcar. Portanto, a operação das usinas (e suas instalações de cogeração) é limitada a esses meses. Diante dessas condições, o fator de capacidade das usinas tem poucas chances de ficar acima de 0,5.

Está sob investigação o uso de biomassa diferente do bagaço para a produção de eletricidade no intervalo da campanha de maio a outubro. Um candidato promissor também é o uso da Árvore do Diabo para a fábrica de açúcar Kessem, uma espécie invasora na região de Amibara woreda de Afar, na Etiópia. Além disso, outras usinas de biomassa térmica estão planejadas para serem construídas em Amibara woreda (perto da fábrica de açúcar Kessem) para fazer uso da Árvore do Diabo .

Energias não renováveis

Diesel

A lista contém usinas ICS, com um total de 98,8 MW e de capacidade instalada. Eles são todos movidos a óleo diesel :

ICS Power Plant Localização Coordenadas Capacidade (MW e ) Fator de capacidade
(2016/17)
operacional
desde
Dire Dawa (mu) Dire Dawa 9 ° 37 37 ″ N 41 ° 48 11 ″ E / 9,627 ° N 41,803 ° E / 9,627; 41,803 ( Usina de petróleo Dire Dawa ) 3,6 0,002 1965
Dire Dawa Dire Dawa 9 ° 37 37 ″ N 41 ° 48 11 ″ E / 9,627 ° N 41,803 ° E / 9,627; 41,803 ( Usina de petróleo Dire Dawa ) 40 0,00 2004
Adwa Adwa 14 ° 09′07 ″ N 38 ° 52′23 ″ E / 14,152 ° N 38,873 ° E / 14.152; 38.873 ( Usina Hidrelétrica Adwa ) 3,0 0,00 1998
Axum Axum 14 ° 07 19 ″ N 38 ° 42 ″ 32 ″ E / 14,122 ° N 38,709 ° E / 14.122; 38,709 ( Usina de óleo de Axum ) 3,2 0,00 1975
Awash 7 Kilo Inundado 9 ° 00′07 ″ N 40 ° 10′37 ″ E / 9,002 ° N 40,177 ° E / 9.002; 40,177 ( Usina termoelétrica Awash 7Kilo ) 35 0,00 2003
Kaliti Adis Abeba 8 ° 53 10 ″ N 38 ° 45 22 ″ E / 8,886 ° N 38,756 ° E / 8.886; 38,756 ( Central Elétrica Kaliti ) 14 0,00 2003
Total operacional 98,8

A geração de energia a diesel custa até 10 vezes mais do que a energia hidrelétrica e só é usada em momentos de emergência ou quando nenhuma outra opção está disponível. Em 2016/2017, o fator de capacidade era de ~ 0,00, indicando que a rede elétrica tinha reservas suficientes e não exigia geração de energia a partir de diesel caro. Essencialmente, todas as usinas a diesel estavam em modo stand-by apenas.

Outras

Não há nenhuma outra usina trabalhando com combustíveis não renováveis ​​ou combustíveis fósseis .

A Etiópia confirmou reservas de hidrocarbonetos gasosos, líquidos e sólidos ( combustíveis fósseis ): gás natural de cerca de oito trilhões de pés cúbicos, petróleo por 253 milhões de toneladas de xisto betuminoso e mais de 300 milhões de toneladas de carvão . A maioria dos países do planeta usa esses recursos para gerar eletricidade, mas na Etiópia não há planos de explorá-los para geração de energia. Um gasoduto de 800 km de um campo de gás para Djibouti está sendo construído por uma empresa chinesa a fim de exportar os recursos de gás da Etiópia a baixo custo para a China, mas ainda não há planos de usar esses recursos em benefício da própria Etiópia. No caso do carvão, planos foram feitos em 2006 para construir uma usina de carvão de 100 MW (a usina de carvão de Yayu) que usaria carvão e lignito de uma mina de carvão próxima . A capacidade de 100 MW é extremamente pequena para os padrões internacionais (2000–4000 MW sendo a norma), mas ainda assim, um lobby ambiental ativo conseguiu sabotar os planos, com o apoio de ONGs internacionais. Todos os planos tiveram que ser abandonados e o projeto foi cancelado em setembro de 2006. A destruição ambiental esperada foi considerada muito severa.

Listas de usinas SCS

As usinas SCS são administradas dentro das regiões da Etiópia ou por instituições privadas e não mais o governo federal (os últimos dados federais eram de 2015), o que torna um tanto desafiador listá-las. As usinas de energia SCS geralmente fazem sentido apenas em áreas sem acesso à rede nacional, devido ao custo total da eletricidade, muitas vezes mais alto, em comparação com as usinas de energia ICS.

Isso é especialmente verdadeiro para as menores usinas hidrelétricas, enquanto usinas hidrelétricas com capacidade instalada acima de 1 MW e ainda podem ser competitivas. Se a rede nacional for entrar na área de uma planta SCS, a planta será possivelmente ou mesmo provavelmente desligada, fechada e descomissionada. Isso pode acontecer depois de apenas alguns anos de operação, devido ao rápido desenvolvimento na Etiópia. A vida útil de pequenas usinas hidrelétricas é então de anos, em vez de décadas. Pelas razões apresentadas, qualquer listagem de pequenas centrais hidrelétricas SCS é algo como um instantâneo para o momento, aqui 2017.

Por outro lado, pequenos geradores eólicos SCS podem ser movidos a qualquer momento para um novo local, se a rede nacional se aproxima de uma área com pequenos parques eólicos de micro-rede. Essas turbinas eólicas de baixo custo podem ter uma vida útil prolongada e podem até mesmo ser competitivas com usinas de energia ICS de grande escala, considerando o custo total da eletricidade. Os custos de instalação são baixos e não precisam de elementos de infraestrutura caros, como canais de água ou açudes de desvio.

Energias renováveis

Energia hidrelétrica

A lista certamente não está completa.

Usina SCS Localização Rio
Bacia de Drenagem
Modelo
Capacidade instalada (kW e )
Fator de capacidade
(2016/17)
Operacional
desde
Notas
Sor 8 ° 23 53 ″ N 35 ° 26 24 ″ E / 8,398 ° N 35,44 ° E / 8.398; 35,44 ( Usina Hidrelétrica Sor ) Sor River Nilo fio d'água 5.000 0,49 1990 maior SCS
Dembi ao sul da vila de Tepi Rio Gilo Nilo fio d'água 800 1991 reabilitação depois de 2010
Yadot Delo Menna woreda Rio Yadot Jubba fio d'água 350 1990
Hagara Sodicha Aleto Wendo woreda Rio Lalta Rift Valley açude 55 2011
Gobecho I + II Bona woreda Rio Gange Rift Valley açude 41 2010/11
Ererte Bona woreda Rio Ererte Rift Valley açude 33 2010
Leku Shebe Senbo woreda Rio Boru Nilo açude 20 2016
Total operacional 6.299

As usinas SCS listadas têm uma capacidade total de 6,3 ME e . Uma extensão da usina "Sor", a usina "Sor 2" com outros 5 ME e pode estar em construção, mas o status desse projeto não é conhecido.

As primeiras seis turbinas eólicas / geradores (com reserva de bateria) foram iniciadas, construídas e fornecidas em 2016 pelo Ethio Resource Group , uma empresa privada, que fez um acordo de compra de energia com o governo etíope. Cada turbina atende outra vila e sua própria micro-rede, não há conexões entre as micro-redes e entre as turbinas.

Localização Turbinas
Capacidade instalada (kW e )
[por turbina]

Capacidade instalada (kW e )
[por rede]

Capacidade instalada (kW e )
[total]
operacional
desde
Notas
Menz Gera Midir 6 1,6 1,6 9,6 2016 Primeiras unidades eólicas SCS da Etiópia

Solar

Existem cerca de 40.000 pequenas estações solares domésticas fora da rede, principalmente para residências que fornecem entre 25–100 W cada. Para 2020, a previsão é de 400.000 deles. Além disso, uma grande quantidade de lanternas solares está em operação, até 3.600.000 estão planejadas para 2020 para fornecer iluminação em locais necessitados. Um número de dois dígitos de iniciativas privadas na Etiópia é financiado com US $ 100.000 cada por meio do Power Africa e The Off-Grid Energy Challenge da Fundação de Desenvolvimento da África dos EUA. O maior deles é uma instalação solar de 12 kW.

Notável é um sistema fotovoltaico híbrido protegido por uma bateria que permite fornecer 160 kW. Este sistema foi desenvolvido para o Hospital Wolisso , um dos maiores hospitais da Etiópia, por ter uma fonte sempre confiável de energia elétrica em uma tensão nominal devido à sua infraestrutura de medicina de alto nível e instrumentos e outros equipamentos sensíveis.

Estação solar SCS Localização Coordenadas
Capacidade instalada
(kW ac )

Fator de capacidade
Operacional
desde
Notas
Wolisso Hospital Solar Plant Wolisso 8 ° 32 42 ″ N 37 ° 58 41 ″ E / 8,545 ° N 37,978 ° E / 8.545; 37.978 ( Wolisso Hospital Solar Plant ) 160 2018 bateria protegida

Energias não renováveis

Diesel

Existem muitos pequenos sistemas SCS Diesel operacionais e ativos fora da rede com uma soma de 20,65 MW de capacidade instalada em toda a Etiópia (agosto de 2017).

Usinas planejadas até 2025

Mix de energia previsto

A Etiópia está agora mirando o máximo possível na energia geotérmica, em contraste com os anos anteriores a 2015, quando o país se concentrava quase exclusivamente na energia hidrelétrica. As usinas com energia geotérmica costumam ter uma saída de potência alta e constante com fatores de alta capacidade, o que torna esse tipo de energia altamente competitivo no longo prazo. Além disso, a energia geotérmica pode ser usada para usinas de energia de base. A energia geotérmica é ilimitada e está sempre disponível, o que nem sempre é o caso da energia hidrelétrica (em épocas de seca, por exemplo). A energia hidrelétrica ainda é muito mais barata e tem a maior participação nos planos da Etiópia.

A Etiópia, com sua demanda crescente de eletricidade de mais de 30%, requer novas usinas de energia imediatamente. Mas, ao mesmo tempo, a construção de novas usinas é incrivelmente lenta, em 2015 apenas 3,9% da meta de energia (energia de novas usinas) foi alcançada para o período de 2010-2015 devido à falta de financiamento público. A Etiópia aprendeu a lição e agora busca financiamento de investidores privados. Estes investidores devem construir e também operar centrais de energia durante 25 anos como eu ndependent P ower P roducers (IPP), cada um equipado com um P ower P urchasing Um GREEMENT (PPA).

Portanto, a Etiópia está agora experimentando parcerias público-privadas com IPPs para a construção da maioria, senão de todas as usinas de energia. Isso acontece na esperança de que muitas usinas sejam construídas simultaneamente, algo que a Etiópia não pode fazer devido aos seus próprios recursos financeiros limitados. Isso também significa que os planos originais da Etiópia lidando com uma ordem de prioridade de usinas a serem construídas até 2025 ou 2037 estão mortos, já que o mercado livre tem sua própria ordem de prioridade.

Em relação aos locais adequados para a geração de eletricidade, a Etiópia fez muita exploração nos últimos anos, incluindo a determinação do custo nivelado esperado da eletricidade ( LCOE ) para cada local, fonte de eletricidade e central elétrica, incluindo a construção das linhas de transmissão de energia necessárias, infraestruturas auxiliares como acesso estradas, etc. Os valores LCOE também dependem de uma infinidade de condições de fronteira, como o fator de capacidade , a vida útil presumida de uma usina de energia e outras condições de fronteira, muitas vezes sendo específicas do país (que não são fornecidas aqui). Em alguns casos, os custos das linhas de transmissão de energia chegam a 0,02 $ / kWh do LCOE fornecido. As perdas na transmissão de energia são responsáveis ​​por até 0,007 $ / kWh. O LCOE dado em todas as tabelas abaixo, portanto, não pode ser comparado diretamente com o de outros países da África e do mundo em geral.

Os intervalos LCOE e LCOE fornecidos abaixo são dados em valores em US $ em 2012 e foram determinados em 2013–2015. Eles refletem o estado da arte de 2012 e não levam em consideração os avanços tecnológicos entretanto:

Energia hidrelétrica
Energia geotérmica
Fazendas de vento Parques solares Co-geração
com biomassa

Turbinas a gás de ciclo combinado (CCGT)
Turbinas a gás Diesel Desperdício de energia

Capacidade adicional projetada [MW]
9.893 3.412 1.500 700 420 420 0 0 0
LCOE [$ / kWh] 0,02–0,11 0,05-0,11 0,08–0,11 0,12 0,11–0,12 0,11 0,135 0,21 0,245
Fator de capacidade 0,2-0,92 0.9 0,26-0,34 0,2–0,3 0,2–0,3 0,88 0.9 0,84 0,85

A lista acima mostra a capacidade instalada esperada (em MW e ) para as faixas de LCOE fornecidas para o ano de 2025. Em geral, a Etiópia tem como meta LCOE de cerca de 0,08 $ / kWh e abaixo para se manter competitiva no futuro. Algumas exceções estão prestes a acontecer, em particular no leste da Etiópia (sem energia hidrelétrica, sem energia geotérmica, perdas substanciais por meio da transmissão de energia de longa distância), onde a CCGT e a energia eólica permanecem competitivas. Isso explica em parte o mix de energia planejado mostrado.

Como os IPP's devem assumir a partir de 2017, surpresas podem acontecer. Por exemplo, locais com alto LCOE para geração de energia geotérmica podem se tornar locais com baixo LCOE em um futuro próximo, pois há um ciclo de inovação resultando em custos reduzidos. Isso não se reflete na tabela acima. Consequentemente, a capacidade instalada em 2025 pode ser maior para energia geotérmica do que o esperado. Uma tendência semelhante é observada para a energia eólica e fotovoltaica, portanto, pode haver vários locais de energia eólica em 2025 com um LCOE abaixo de 0,09 $ / kWh. Nos EUA e no período de 2010-2017, o LCOE para a energia solar fotovoltaica foi reduzido em 81%, a energia eólica teve uma redução de 63% e a CCGT uma redução de 31%.

A seguinte distribuição entre investidores públicos e privados está planejada, com a IPP construindo e operando as usinas por 20-25 anos por meio do PPA:

Energia hidrelétrica
Energia geotérmica
Fazendas de vento Parques solares Co-geração
com biomassa

Turbinas a gás de ciclo combinado (CCGT)
privado (IPP) 50% 100% 70% 100% 70% ???
público (EEP) 50% 0 30% 0 30% ???

Usinas de energia candidatas

A tabela abaixo mostra as usinas candidatas para construção, solicitadas para seu LCOE (com base nos valores de 2012). Os termos gerais descritos no capítulo acima para os valores LCOE também se aplicam a esta lista. Não são apresentadas as usinas em construção ou em fase de implantação do projeto, apenas as planejadas.

A maioria das entradas veio do Estudo do Plano Diretor de Expansão do Sistema de Energia da Etiópia, EEP 2014 e do Plano Diretor do Sistema de Energia Geotérmica da Etiópia, JICA 2015 . Um pequeno número de refinamentos chegou de licitações publicadas (como para a usina Upper Dabus) e de estudos de viabilidade que chegaram depois de 2014 (como para a usina hidrelétrica TAMS). Para as usinas de energia solar, também foram usados ​​documentos da iniciativa Scaling Solar do Banco Mundial.


Central elétrica candidata
Localização    Coordenadas    Modelo
Bacia de Drenagem
Capacidade
(MW e )

Fator de capacidade
LCOE
($ / kWh)
Especificidades
Melka Sedi Amibara 9 ° 14′13 ″ N 40 ° 08′06 ″ E / 9,237 ° N 40,135 ° E / 9.237; 40,135 ( Usina Térmica Melka Sedi ) biomassa 137 0.9 Entrada: Mesquite + Bagaço
Bameza Guba , perto de GERD 11 ° 13 19 ″ N 35 ° 04 55 ″ E / 11,222 ° N 35,082 ° E / 11,222; 35.082 ( Central Térmica de Bameza ) biomassa 120 0,25 0,114 entrada: madeira
Wabi Wabe River 8 ° 14 10 ″ N 37 ° 43 37 ″ E / 8,236 ° N 37,727 ° E / 8.236; 37,727 ( Usina Hidrelétrica Wabi ) hidro Bacia de Turkana 100-150 estudo de viabilidade em 2018
Beko Abo Rio Nilo Azul 10 ° 21 54 ″ N 36 ° 34 16 ″ E / 10,365 ° N 36,571 ° E / 10.365; 36.571 ( Usina Hidrelétrica Beko Abo ) hidro Nilo 935 0,81 0,026 armazenamento vivo: 1,2 km 3
Genji Rio Baro 8 ° 09 ″ 25 ″ N 35 ° 08 ″ 56 ″ E / 8,157 ° N 35,149 ° E / 8.157; 35,149 ( Usina Hidrelétrica Genji ) hidro Nilo 216 0,49 0,029 açude de desvio
Mendaya Superior Rio Nilo Azul 10 ° 00′40 ″ N 35 ° 50′20 ″ E / 10,011 ° N 35,839 ° E / 10.011; 35.839 ( Usina Hidrelétrica Upper Mendaya ) hidro Nilo 1.700 0,57 0,038 armazenamento vivo: 10,3 km 3
Karadobi Rio Nilo Azul 9 ° 53 38 ″ N 37 ° 50 20 ″ E / 9,894 ° N 37,839 ° E / 9,894; 37.839 ( Usina Hidrelétrica de Karadobi ) hidro Nilo 1.600 0,56 0,044 armazenamento vivo: 18,7 km 3
Geba I + II Rio Geba 8 ° 12 40 ″ N 36 ° 04 23 ″ E / 8,211 ° N 36,073 ° E / 8.211; 36.073 ( Usinas Hidrelétricas Geba I + II ) hidro Nilo 385 0,55 0,045 armazenamento vivo: 1,7 km 3
Sor II Sor River 8 ° 23 53 ″ N 35 ° 26 24 ″ E / 8,398 ° N 35,44 ° E / 8.398; 35,44 ( Usina Hidrelétrica Sor ) hidro Nilo 5 0,92 0,058 armazenamento vivo: 0,3 km 3
Dabus Superior I + II Rio Dabus 9 ° 56 ′ 02 ″ N 34 ° 53 42 ″ E / 9,934 ° N 34,895 ° E / 9,934; 34.895 ( Usina Hidrelétrica Upper Dabus ) hidro Nilo 798 0,51 0,058 armazenamento vivo: 2,6 km 3
Tendaho II-IV Dubti 11 ° 45′N 41 ° 05′E / 11,75 ° N 41,09 ° E / 11,75; 41,09 ( Campo Geotérmico Tendaho ) geotérmico 555 0,90 0,059 T> vapor de 240 ° C
Aluto III + IV Aluto 7 ° 47 20 ″ N 38 ° 47 38 ″ E / 7,789 ° N 38,794 ° E / 7,789; 38,794 ( Central Geotérmica de Aluto ) geotérmico 160 0,90 0,059 T> vapor de 240 ° C
Birbir I + II Rio Birbir 8 ° 32′35 ″ N 35 ° 11′42 ″ E / 8,543 ° N 35,195 ° E / 8.543; 35,195 ( Usina Hidrelétrica Birbir ) hidro Nilo 564 0,70 0,059 ive armazenamento: 2,5 km 3
Corbetti II-III Shashamane 7 ° 11′N 38 ° 26′E / 7,18 ° N 38,44 ° E / 7,18; 38,44 ( Campo Geotérmico Corbetti Caldera ) geotérmico 500 0,90 0,059 T> 210 ° C vapor
Halele Werabesa River Gibe 8 ° 22 52 ″ N 37 ° 23 28 ″ E / 8,381 ° N 37,391 ° E / 8.381; 37.391 ( Usina Hidrelétrica Halele Werabesa ) hidro Bacia de Turkana 424 0,54 0,061 armazenamento vivo: 5,7 km 3
Chemoga Yeda I + II Debre Markos 10 ° 17 10 ″ N 37 ° 43 37 ″ E / 10,286 ° N 37,727 ° E / 10,286; 37,727 ( Usina Hidrelétrica Yeda ) hidro Nilo 280 0,45 0,067 armazenamento vivo: 0,5 km 3
Genale Dawa V River Genale 5 ° 23 42 ″ N 40 ° 26 17 ″ E / 5,395 ° N 40,438 ° E / 5.395; 40.438 ( Usina Hidrelétrica Genale Dawa V ) hidro Jubba 146 0,66 0,067 armazenamento vivo: 0,1 km 3
Abaya Rio Médio Bilate 6 ° 49 16 ″ N 38 ° 04 19 ″ E / 6,821 ° N 38,072 ° E / 6,821; 38.072 ( Campo Geotérmico Abaya ) geotérmico 790 0,90 0,071 T> 210 ° C vapor
Boseti perto de Kone 8 ° 46 48 ″ N 39 ° 49 44 ″ E / 8,780 ° N 39,829 ° E / 8,780; 39.829 ( Campo Geotérmico Boseti ) geotérmico 265 0,90 0,072 T> 210 ° C vapor
TAMS Rio Baro 8 ° 12 ″ 32 ″ N 34 ° 55 ″ 55 ″ E / 8,209 ° N 34,932 ° E / 8.209; 34.932 ( Usina Hidrelétrica TAMS ) hidro Nilo 1.700 0,39 0,073 armazenamento vivo: 4,8 km 3
Meteka Meteka 9 ° 52 01 ″ N 40 ° 31 01 ″ E / 9,867 ° N 40,517 ° E / 9,867; 40.517 ( Campo geotérmico de Meteka ) geotérmico 130 0,90 0,073 T> 210 ° C vapor
Dofan Dulecha 9 ° 21′N 40 ° 08′E / 9,35 ° N 40,13 ° E / 9,35; 40,13 ( Campo Geotérmico Dofan ) geotérmico 86 0,90 0,078 T> 210 ° C vapor
Baro I + II Rio Baro 8 ° 07 ″ 52 ″ N 35 ° 13 ″ 16 ″ E / 8,131 ° N 35,221 ° E / 8.131; 35,221 ( Central Hidrelétrica Baro ) hidro Nilo 645 0,46 0,083 armazenamento vivo: 1,0 km 3
Didessa Inferior Rio Didessa 9 ° 28 44 ″ N 35 ° 58 12 ″ E / 9,479 ° N 35,970 ° E / 9.479; 35.970 ( Usina Hidrelétrica Lower Didessa ) hidro Nilo 550 0,20 0,083 armazenamento vivo: 3,5 km 3
Tekeze II Rio Tekeze 13 ° 52 01 ″ N 37 ° 54 29 ″ E / 13,867 ° N 37,908 ° E / 13.867; 37,908 ( Central Hidrelétrica Baro ) hidro Nilo 450 0,69 0,084 armazenamento vivo: 6,6 km 3
Ayisha III-IV Ayisha 10 ° 45′14 ″ N 42 ° 35′06 ″ E / 10,754 ° N 42,585 ° E / 10.754; 42.585 ( Ayisha Wind Farm ) vento 300 0,34 0,09
Iteya Iteya 8 ° 14′28 ″ N 39 ° 07′34 ″ E / 8,241 ° N 39,126 ° E / 8.241; 39,126 ( Parque Eólico Iteya ) vento 600 0,32 0,09 sobreposição com áreas de Assela e Tulu Moye
Mega Maji Mega 4 ° 13′48 ″ N 37 ° 59′42 ″ E / 4,230 ° N 37,995 ° E / 4.230; 37,995 ( Parque Eólico Mega Maji ) vento 100 0,34 0,095
Debre Berhan Debre Berhan 9 ° 53 53 ″ N 37 ° 43 19 ″ E / 9,898 ° N 37,722 ° E / 9.898; 37,722 ( Parque Eólico Debre Berhan ) vento 200 0,3 0,095
Sululta Sululta 9 ° 14 28 ″ N 38 ° 50 42 ″ E / 9,241 ° N 38,845 ° E / 9.241; 38.845 ( Parque Eólico Sululta ) vento 100 0,26 0,095
Dila Dila 5 ° 51 14 ″ N 38 ° 15 54 ″ E / 5,854 ° N 38,265 ° E / 5,854; 38,265 ( Parque Eólico Dila ) vento 100 0,3 0,1
Assela Assela 7 ° 56 31 ″ N 39 ° 14 31 ″ E / 7,942 ° N 39,242 ° E / 7,942; 39,242 ( Parque Eólico Assela ) vento 100 0,28 0,1 sobreposição com áreas de Iteya e Tulu Moye
Tulu Moye II-IV Zona Arsi 8 ° 09 ″ 32 ″ N 39 ° 08 ″ 13 ″ E / 8,159 ° N 39,137 ° E / 8.159; 39,137 ( Campo geotérmico de Tulu Moye ) geotérmico 470 0,90 0,104 T ≥170 ° C vapor
Teo Zona Afar 3 11 ° 05′20 ″ N 40 ° 47′31 ″ E / 11,089 ° N 40,792 ° E / 11.089; 40,792 ( Campo Geotérmico Teo ) geotérmico 9 0,90 0,104 T> 210 ° C vapor
Fantale Monte Fentale 8 ° 58 01 ″ N 39 ° 54 00 ″ E / 8,967 ° N 39,9 ° E / 8.967; 39,9 ( Campo Geotérmico Fantale ) geotérmico 120 0,90 0,105 T ≥170 ° C vapor
Dallol Vulcão Dallol 14 ° 14′31 ″ N 40 ° 18′00 ″ E / 14,242 ° N 40,3 ° E / 14,242; 40,3 ( Campo Geotérmico Dallol ) geotérmico 44 0,90 0,108 T> 210 ° C vapor
Dama Ali Monte Dama Ali 11 ° 16 59 ″ N 41 ° 37 59 ″ E / 11,283 ° N 41,633 ° E / 11,283; 41.633 ( Campo geotérmico Dama Ali ) geotérmico 230 0,90 0,108 T ≥170 ° C vapor
Calub Campo de gás Calub 6 ° 12 36 ″ N 44 ° 38 42 ″ E / 6,210 ° N 44,645 ° E / 6.210; 44.645 ( Planta de Gás de Ciclo Combinado Calub ) CCGT 420 0,88 0,109 gás natural doméstico
Nazaré Adama 8 ° 30 11 ″ N 39 ° 19 23 ″ E / 8,503 ° N 39,323 ° E / 8.503; 39,323 ( Campo Geotérmico de Nazaré ) geotérmico 33 0,90 0,109 T ≥170 ° C vapor
Boina Alamata 13 ° 00′N 40 ° 09′E / 13,0 ° N 40,15 ° E / 13,0; 40,15 ( Campo Geotérmico Boina ) geotérmico 100 0,90 0,111 T ≥170 ° C vapor
Mek'ele Mek'ele 13 ° 29 53 ″ N 39 ° 30 14 ″ E / 13,498 ° N 39,504 ° E / 13,498; 39,504 ( Parque Solar Mek'ele ) solar 100 0,2 0,12
Humera Humera 14 ° 17 02 ″ N 36 ° 37 12 ″ E / 14,284 ° N 36,620 ° E / 14,284; 36.620 ( Humera Solar Park ) solar 100 0,2 0,12
Gad Gad 9 ° 58′N 41 ° 56′E / 9,96 ° N 41,93 ° E / 9,96; 41,93 ( Parque Solar Gad ) solar 125 0,2 0,12 Dimensionamento da Fase Solar I
Hurso Hurso 9 ° 36 43 ″ N 41 ° 32 10 ″ E / 9,612 ° N 41,536 ° E / 9.612; 41.536 ( Parque Solar Hurso ) solar 125 0,2 0,12 Dimensionamento Solar Fase II (proposto)
Dicheto NO de Galafi 11 ° 48 29 ″ N 41 ° 43 16 ″ E / 11,808 ° N 41,721 ° E / 11.808; 41.721 ( Parque Solar Dicheto ) solar 125 0,2 0,12 Dimensionamento da Fase Solar I
Metema Metemma 12 ° 57 07 ″ N 36 ° 10 23 ″ E / 12,952 ° N 36,173 ° E / 12.952; 36,173 ( Parque Solar Metema ) solar 125 0,2 0,12 Dimensionamento Solar Fase II (proposto)
Weranso Weranso 11 ° 18 ′ 07 ″ N 40 ° 31 41 ″ E / 11,302 ° N 40,528 ° E / 11.302; 40.528 ( Parque Solar Weranso ) solar 150 0,2 0,12
Welenchiti Welenchiti 8 ° 38 20 ″ N 39 ° 26 42 ″ E / 8,639 ° N 39,445 ° E / 8.639; 39,445 ( Parque Welenchiti Solar ) solar 150 0,2 0,12
Gojeb Rio Gojeb 7 ° 14 13 ″ N 36 ° 51 14 ″ E / 7,237 ° N 36,854 ° E / 7.237; 36,854 ( Usina Hidrelétrica Gojeb ) hidro Bacia de Turkana 150 0,48 0,127 armazenamento vivo: 1,0 km 3
Aleltu East Rio Aleltu 9 ° 45 43 ″ N 38 ° 58 16 ″ E / 9,762 ° N 38,971 ° E / 9.762; 38.971 ( Usina Hidrelétrica Aleltu Leste ) hidro Nilo 189 0,53 0,128 armazenamento vivo: 0,6 km 3
Aleltu West Rio Aleltu 9 ° 45 22 ″ N 38 ° 57 14 ″ E / 9,756 ° N 38,954 ° E / 9,756; 38,954 ( Usina Hidrelétrica Aleltu West ) hidro Nilo 265 0,46 0,149 armazenamento vivo: 0,6 km 3
Wabi Shebele Rio Shebelle 7 ° 29′10 ″ N 42 ° 06′04 ″ E / 7,486 ° N 42,101 ° E / 7,486; 42,101 ( Usina Hidrelétrica Wabi Shebele ) hidro Shebelle 88 0,91 0,161 armazenamento vivo: 3,3 km 3
Dabus Inferior Rio Dabus 9 ° 59′06 ″ N 34 ° 53′20 ″ E / 9,985 ° N 34,889 ° E / 9,985; 34,889 ( Usina Hidrelétrica Inferior Dabus ) hidro Nilo 250 0,29 0,177 armazenamento vivo: 1,4 km 3
Total planejado 18.617
Total ≤ 0,11 $ / kWh 15.201
Total ≤0,08 $ / kWh 11.257

Algumas usinas hidrelétricas candidatas na lista têm um LCOE muito mais alto do que usinas CCGT, parques eólicos ou solares. Normalmente, isso significa que as usinas candidatas afetadas estão fora de jogo. No entanto, eles ainda podem ser considerados para construção imediata, pois o LCOE não leva em conta qualquer uso polivalente além da geração de eletricidade.

Algumas usinas hidrelétricas com altos valores de LCOE são definitivamente usinas polivalentes. Algumas dessas usinas hidrelétricas de alto LCOE fornecem controle de enchentes , outras permitem esquemas de irrigação avançados para uma agricultura melhor (até vários milhares de km 2 ) ou mantêm rios perenes e intermitentes navegáveis durante todo o ano.

Transferência transfronteiriça de eletricidade

A Etiópia é membro do Grupo de Energia da África Oriental. Os outros membros são Sudão, Burundi, RDC, Egito, Quênia, Líbia, Ruanda, Tanzânia e Uganda. A linha de alta tensão Sodo – Moyale – Suswa está sendo construída entre Sodo , Etiópia e Suswa , Quênia.

Veja também

Referências