# Liste des centrales électriques en Éthiopie

Cette page répertorie les centrales électriques en Éthiopie.

## Precisions

La liste à jour en septembre 2017 répertorie les centrales électriques opérationnelles ainsi que celles en construction ou en projet. Les listes sont issues d'une enquête sur les journaux, les documents et les rapports de la Banque mondiale, y compris l'EEP. Les principaux documents pour les centrales en phase de planification sur cette page proviennent de l' Ethiopian Power System Expansion Master Plan Study, EEP 2014 et du Ethiopian Geothermal Power System Master Plan, JICA 2015 .

## Contexte

En raison des conditions favorables en Éthiopie ( énergie hydraulique, éolienne, photovoltaïque, géothermie ) pour la production d'électricité, le pays évite d'exploiter et d'importer des combustibles fossiles. L'Éthiopie étant un pays en développement la demande d'électricité augmente de 30% chaque année incitant à la construction de centrales électriques .
En 2014, l'Éthiopie avait - selon une estimation de la CIA - une production annuelle d'électricité de 9,5 TWh et était en position 101 dans le monde. La capacité totale installée était de ~ 2,4 GW $_e$ (position 104). En juillet 2017, le pays avait une capacité installée totale de ~ 4,3 GW $_e$ et une production annuelle d'électricité de 12,5 TWh. En 2017, l'hydroélectricité représente 89,5% de la puissance installée et 93,4% de la production annuelle d'électricité. Une liste complète de toutes les centrales électriques éthiopiennes ICS a été publiée par l'Ethiopian Electric Power (EEP) en septembre 2017

## Liste de centrales par type d'énergie
### Énergies renouvelables
#### Hydroélectricité

| ICS Power plant | Coordonnées | River | Drainage Bassin | Installée capacité (MW) | Facteur de charge(2016/2017) | Total reservoir [km$^3$] | Hauter [m] Hydroélectricité au fil de l'eau | Irrigation area [km$^2$] | Operationnel | Statut | Notes |
| Aba Samuel | 8°47′17″N 38°42′22″E﻿ / ﻿8.788°N 38.706°E﻿ / 8.788; 38.706﻿ (Aba Samuel Hydropower Plant) | Akaki | Afar Triangle | 6.6 | 0.25 | 0.035 | 22 | no | 1932 | | Rehabilitation 1970 - 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) Hydropower Plant) | Awash | Afar Triangle | 43 | 0.23 | 1.9 | 47 | no | 1960 | | |
| Awash II+III | 8°23′35″N 39°21′07″E﻿ / ﻿8.393°N 39.352°E﻿ / 8.393; 39.352﻿ (Awash II+III Hydropower Plants) | Awash | Afar Triangle | 64 | 0.21 | river | run-of-river | no | 1966 1971 | | |
| Fincha | 9°33′40″N 37°24′47″E﻿ / ﻿9.561°N 37.413°E﻿ / 9.561; 37.413﻿ (Fincha Hydropower Plant) | Fincha | Nile | 134 | 0.63 | 0.65 | 20 | no | 1973 | | |
| Fincha Amerti Neshe (FAN) | 9°47′20″N 37°16′08″E﻿ / ﻿9.789°N 37.269°E﻿ / 9.789; 37.269﻿ (Fincha Amerti Neshe Hydropower Plant) | Amerti / Neshe | Nile | 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 (Gilgel Gibe I Hydropower Plant) | Gilgel Gibe | Turkana Basin | 184 | 0.43 | 0.92 | 40 | no | 2004 | | cascade with Gilgel Gibe II |
| Gilgel Gibe II | 7°45′25″N 37°33′43″E﻿ / ﻿7.757°N 37.562°E﻿ / 7.757; 37.562﻿ (Gilgel Gibe II Hydropower Plant) | Gilgel Gibe / Omo | Turkana Basin | 420 | 0.41 | diversion weir | 46.5 | no | 2010 | | En cascade avec Gilgel Gibe I |
| Gilgel Gibe III | 6°50′38″N 37°18′04″E﻿ / ﻿6.844°N 37.301°E﻿ / 6.844; 37.301﻿ (Gilgel Gibe III Hydropower Plant) | Omo | Turkana Basin | 1,870 | 0.30 | 14.7 | 243 | no | 2016 | | En cascade avec Koysha |
| Koysha | 6°35′02″N 36°33′54″E﻿ / ﻿6.584°N 36.565°E﻿ / 6.584; 36.565﻿ (Koysha Hydropower Plant) | Omo | Turkana Basin | (2,160) | (0.34) | 6 | 179 | no | | under construction | En cascade avec Gilgel Gibe III |
| Melka Wakena | 7°13′30″N 39°27′43″E﻿ / ﻿7.225°N 39.462°E﻿ / 7.225; 39.462﻿ (Melka Wakena Hydropower Plant) | Shebelle | Shebelle | 153 | 0.30 | 0.75 | 42 | no | 1989 | | |
| Tana Beles | 11°49′N 36°55′E﻿ / ﻿11.82°N 36.92°E﻿ / 11.82; 36.92﻿ (Tana Beles Hydropower Plant) | Beles | Nile | 460 | 0.61 | 9.1 | floodgates | 1,400 | 2010 | | |
| Tekeze | 13°20′53″N 38°44′31″E﻿ / ﻿13.348°N 38.742°E﻿ / 13.348; 38.742﻿ (Tekezé Hydropower Plant) | Tekeze | Nile | 300 | 0.26 | 9.3 | 188 | no | 2010 | | |
| Tis Abay I+II | 11°29′10″N 37°35′13″E﻿ / ﻿11.486°N 37.587°E﻿ / 11.486; 37.587﻿ (Tis Abay I+II Hydropower Plants) | Blue Nile | Nile | 84.4 | 0.015 | river | run-of-river | no | 1953 2001 | | |
| GERD Hidase | 11°12′50″N 35°05′20″E﻿ / ﻿11.214°N 35.089°E﻿ / 11.214; 35.089﻿ (Grand Ethiopian Renaissance Hydropower Plant) | Blue Nile | Nile | (6,450) | (0.28) | 74 | 155 | no | | under construction, 65% complete (4/2018) | En cascade avec le Barrage de Roseires |
| Genale Dawa III | 5°30′36″N 39°43′05″E﻿ / ﻿5.51°N 39.718°E﻿ / 5.51; 39.718﻿ (Genale Dawa III Hydropower Plant) | Ganale | Jubba | 254 | 0 | 2.6 | 110 | no | 2017 | | En cascade avec Genale Dawa VI |
| Genale Dawa VI | 5°41′N 40°56′E﻿ / ﻿5.68°N 40.93°E﻿ / 5.68; 40.93﻿ (Genale Dawa VI Hydropower Plant) | Ganale | Jubba | (257) | (0.67) | 0.18 | 39 | 270 | | En projet | En cascade avec Genale Dawa III Partenariat public-privé |
| Geba I+II | 8°12′40″N 36°04′23″E﻿ / ﻿8.211°N 36.073°E﻿ / 8.211; 36.073﻿ (Geba I+II Hydropower Plants) | Gebba | Nile | (385) | (0.52) | 1.4 | 46 70 | 4,800 | | En projet | |
| Total | | | | 13,320 | | | | | | | |
| Total opérationnel | | | | 4,068 | | | | | | | |

#### Parcs éoliens

Selon The Wind Power, le nombre de parcs éoliens en activité (juillet 2017) est de trois. Tous ces parcs éoliens alimentent le réseau national, ce sont des centrales ICS.
| Parc éolien | Emplacement | Coordonnées | installée Capacité (MW ) | Facteur de capacité (2016/2017) | Turbines | Opérationnel | Remarques |
| Adama I | Adama | 8°33′50″N 39°14′06″E﻿ / ﻿8.564°N 39.235°E﻿ / 8.564; 39.235﻿ (Adama I+II Wind Farms) | 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 (Adama I+II Wind Farms) | 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 | | En construction |
| 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 | | En construction; Ayisha III suivra |
| Total | | | 564.18 | | | | |
| Total opérationnel | | | 324,18 | | | | |
Ayisha I (120 MW ), Ayisha II (120 MW ) et Ayisha III (60 MW ) sont regroupés en une seule concession. Les trois seront en construction plus ou moins simultanément. La capacité totale installée sera de 300 MW.

#### Géothermie

Toutes les centrales géothermiques sont conçues pour être des centrales ICS.
| ICS Centrale électrique | Location | Coordonnées | Capacité (MW) | Capacité (2016/2017) | Énergie (MW) | Turbine | Operationnel | Statut | Notes |
| Aluto I | Aluto Langano | 7°47′20″N 38°47′38″E﻿ / ﻿7.789°N 38.794°E﻿ / 7.789; 38.794﻿ (Aluto Geothermal Plant) | 7.3 | 0 | 80 | 4 | 1998 | Mis en réserve | Hors service la plupart du temps |
| Aluto II | Aluto Langano | 7°47′20″N 38°47′38″E﻿ / ﻿7.789°N 38.794°E﻿ / 7.789; 38.794﻿ (Aluto Geothermal Field) | (75) | (0.8) | | 8 | | Engagé dans la mise en œuvre | |
| Tendaho I | Dubti | 11°45′N 41°05′E﻿ / ﻿11.75°N 41.09°E﻿ / 11.75; 41.09﻿ (Tendaho Geothermal Plant) | (10) | (0.8) | | 6 | | En construction | |
| Corbetti I | Shashamane | 7°11′N 38°26′E﻿ / ﻿7.18°N 38.44°E﻿ / 7.18; 38.44﻿ (Corbetti Caldera Geothermal Field) | (10) | (0.8) | | 3-5 | | En construction jusqu'en 2020 | Une concession de Corbetti I-III avec 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 (Corbetti Caldera Geothermal Field) | (50) | (0.8) | | 9-13 | | Projeté | Une concession de Corbetti I-III avec Tulu Moye I-IV (total ~1020 MW) |
| Tulu Moye I | Arsi Zone | 8°09′32″N 39°08′13″E﻿ / ﻿8.159°N 39.137°E﻿ / 8.159; 39.137﻿ (Tulu Moye Geothermal Field) | (50) | (0.90) | | | | En construction jusqu'en 2021 | Une concession de Corbetti I-III avec Tulu Moye I-IV (total ~1020 MW) |
| Total | | | 202.3 | | | | | | |
| Total operationnel | | | 0 | | | | | | |

#### Parcs solaires

La production d'énergie à partir de l'énergie solaire en Éthiopie est limitée aux systèmes photovoltaïques, seuls les parcs solaires fonctionnant avec des cellules solaires à écran plat seront construits et exploités. L' Ethiopie est ses parcs solaires précisant la puissance nominale AC convertie MW $_{ac}$ au lieu de la base dc standard MW $_p$.
| Parc solaire ICS | Emplacement | Coordonnées | Capacité installée (MW ) | Facteur de charge | Taille du parc (km²) | Opérationnel depuis | Statut | Remarques |
| Metehara | Metehara | 8°57′50″N 39°54′40″E﻿ / ﻿8.964°N 39.911°E﻿ / 8.964; 39.911﻿ (Metehara Solar Park) | (100) | (0,32) | (2.5) | | projet mise en oeuvre | 1er parc solaire |
Aucune centrale solaire-thermique n'est prévue. Le premier grand parc solaire est considéré comme opérationnel d'ici 2019 Tous les parcs solaires seront exploités par des propriétaires privés dotés d'un contrat d'achat d'électricité à long terme.

#### Thermique

Les sources renouvelables pour les centrales thermiques comprennent les déchets agricoles, le bois et les déchets urbains. En bref: la biomasse. Il existe deux types de ces centrales thermiques en Éthiopie:
* Centrales thermiques à biomasse simples, toute l'électricité produite est exportée vers le réseau électrique.
* Centrales thermiques à biomasse qui sont de la cogénération, c'est-à-dire des centrales électriques captives rattachées à une usine, généralement une sucrerie, et l'électricité produite est consommée principalement par cette usine, seul le surplus est fourni au réseau national.

##### Thermique simple

| Centrale thermique ICS | Emplacement | Coordonnées | Carburant | Thermique (MW) | Installée capacité (MW) | Max. exportations nettes (MW ) | Capacité | Remarques |
| Usine de valorisation énergétique des déchets de Reppie | Addis Ababa | 8°58′34″N 38°42′36″E﻿ / ﻿8.976°N 38.710°E﻿ / 8.976; 38.710﻿ (Reppie Waste To Energy Plant) de l' 8°58′34″N 38°42′36″E﻿ / ﻿8.976°N 38.710°E﻿ / 8.976; 38.710﻿ (Reppie Waste To Energy Plant) | déchets urbains, <br/> la biomasse | 110 | 50 | 25 | 0,845 | |

##### Thermique de cogénération

La cogénération signifie que l'électricité est produite par une centrale électrique captive rattachée à une usine, généralement une sucrerie. L'électricité produite est consommée principalement par cette usine, seulement le surplus d'électricité est fourni au réseau national.
| ICS Centrale | Location | Coordonnées | Fuel | Installé (MW) | Utilisation propre (MW) | Max. net export (MW) | Statut | Notes |
| Adi Gudem Industrial | Adi Gudem | 13°14′28″N 39°33′29″E﻿ / ﻿13.241°N 39.558°E﻿ / 13.241; 39.558﻿ (Adi Gudem gas power plant) | gas (CCGT) | (500) | (135) | (365) | Construction démarrée en 2019 | IPP with PPA |
| Wonji-Shoa Sugar | Adama | 8°27′14″N 39°13′48″E﻿ / ﻿8.454°N 39.230°E﻿ / 8.454; 39.230﻿ (Wonji-Shoa Sugar Plant) | Bagasse | 30 | 9 | 21 | | |
| Metehara Sugar | Metehara | 8°50′02″N 39°55′19″E﻿ / ﻿8.834°N 39.922°E﻿ / 8.834; 39.922﻿ (Metehara Sugar Plant) | Bagasse | 9 | 9 | 0 | | |
| Finchaa Sugar | Fincha | 9°47′31″N 37°25′16″E﻿ / ﻿9.792°N 37.421°E﻿ / 9.792; 37.421﻿ (Finchaa Sugar Plant) | Bagasse | 30 | 18 | 12 | | |
| Kessem Sugar | Amibara | 9°09′11″N 39°57′14″E﻿ / ﻿9.153°N 39.954°E﻿ / 9.153; 39.954﻿ (Kessem Sugar Plant) | Bagasse | 26 | 10 | 16 | | |
| Tendaho Sugar | Asaita | 11°33′00″N 41°23′20″E﻿ / ﻿11.550°N 41.389°E﻿ / 11.550; 41.389﻿ (Tendaho Sugar Plant) | Bagasse | 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 (Omo Kuraz I Sugar Plant) | Bagasse | (45) | (16) | (29) | En construction | |
| Omo Kuraz II Sugar | Kuraz | 6°07′34″N 35°59′56″E﻿ / ﻿6.126°N 35.999°E﻿ / 6.126; 35.999﻿ (Omo Kuraz II Sugar Plant) | Bagasse | 60 | 20 | 40 | | |
| Omo Kuraz III Sugar | Kuraz | 6°07′34″N 35°59′56″E﻿ / ﻿6.126°N 35.999°E﻿ / 6.126; 35.999﻿ (Omo Kuraz III Sugar Plant) | Bagasse | 60 | 20 | 40 | | |
| Omo Kuraz V Sugar | Kuraz | 6°07′34″N 35°59′56″E﻿ / ﻿6.126°N 35.999°E﻿ / 6.126; 35.999﻿ (Omo Kuraz V Sugar Plant) | Bagasse | (120) | (40) | (80) | En construction | |
| Total | | | | | | 647 | | |
| Total opérationnel | | | | | | 167 | | |
La production de sucre et de bioéthanol à partir de feuilles de canne à sucre sur des déchets de biomasse: bagasse. La bagasse étant disponible uniquement d'octobre à mai pendant et après la récolte de la canne à sucre, le fonctionnement des centrales et de leurs installations de cogénération est limité à ces seuls mois et le facteur de capacité des usines avoisine 0,5.

### Energies non renouvelables
#### Diesel

La liste contient les centrales ICS, avec une somme de 98,8 MW $_e$ de puissance installée. Ils sont tous alimentés au diesel :
| Centrale électrique ICS | Emplacement | Coordonnées | Capacité (MW ) | Facteur de capacité (2016/2017) | Opérationnel depuis |
| Dire Dawa (mu) | Dire Dawa | 9°37′37″N 41°48′11″E﻿ / ﻿9.627°N 41.803°E﻿ / 9.627; 41.803﻿ (Dire Dawa Oil Power Plant) | 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 (Dire Dawa Oil Power Plant) | 40 | 0,00 | 2004 |
| Adwa | Adwa | 14°09′07″N 38°52′23″E﻿ / ﻿14.152°N 38.873°E﻿ / 14.152; 38.873﻿ (Adwa Oil Power Plant) | 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 (Axum Oil Power Plant) | 3.2 | 0,00 | 1975 |
| Awash 7 Kilo | Inondé | 9°00′07″N 40°10′37″E﻿ / ﻿9.002°N 40.177°E﻿ / 9.002; 40.177﻿ (Awash 7Kilo Oil Power Plant) | 35 | 0,00 | 2003 |
| Kaliti | Addis Ababa | 8°53′10″N 38°45′22″E﻿ / ﻿8.886°N 38.756°E﻿ / 8.886; 38.756﻿ (Kaliti Oil Power Plant) | 14 | 0,00 | 2003 |
| Total opérationnel | | | 98,8 | | |
La production d'électricité diesel coûte jusqu'à 10 fois plus cher que l'hydroélectricité et n'est utilisée qu'en cas d'urgence ou lorsque aucune autre option n'est disponible. En 2016/2017, le facteur de capacité était de ~ 0,00, ce qui indique que le réseau électrique avait suffisamment de réserves et ne nécessitait pas de production d'électricité à partir de diesel.

## Listes de centrales SCS

Les centrales électriques SCS sont traitées dans les régions éthiopiennes ou par des institutions privées et non plus par le gouvernement fédéral (les dernières données fédérales datent de 2015), ce qui rend quelque peu difficile leur énumération. Les centrales électriques SCS n'ont souvent de sens que dans les zones sans accès au réseau national, en raison du coût total de l'électricité souvent plus élevé par rapport aux centrales électriques ICS.

### Énergies renouvelables
#### Hydroélectricité

La liste n'est certainement pas complète.
| Centrale SCS | Emplacement | Rivière | Drainage Bassin | Type | Puissance installée (kW) | Facteur de charge (2016/2017) | Opérationnel depuis | Remarques |
| Sor | 8°23′53″N 35°26′24″E﻿ / ﻿8.398°N 35.44°E﻿ / 8.398; 35.44﻿ (Sor Hydropower Plant) | Sor River | Nil | Hydroélectricité au fil de l'eau | 5.000 | 0,49 | 1990 | plus grand SCS |
| Dembi | au sud du village de Tepi | Rivière Gilo | Nil | au fil de l'eau | 800 | | 1991 | Réhabilitation après 2010 |
| Yadot | Delo Menna woreda | Rivière Yadot | Jubba | au fil de l'eau | 350 | | 1990 | |
| Hagara Sodicha | Aleto Wendo woreda | Rivière Lalta | La vallée du Rift | seuil | 55 | | 2011 | |
| Gobecho I + II | Bona woreda | Rivière Gange | La vallée du Rift | seuil | 41 | | 2010/11 | |
| Ererte | Bona woreda | Rivière Ererte | La vallée du Rift | seuil | 33 | | 2010 | |
| Leku | Shebe Senbo woreda | Rivière Boru | Nil | seuil | 20 | | 2016 | |
| Total opérationnel | | | | | 6 299 | | | |
Les centrales SCS répertoriées ont une capacité totale de 6,3 ME $_e$ . Une extension de la centrale "Sor", la centrale "Sor 2" avec 5 autres ME $_e$ pourrait être en construction, mais l'état d'avancement de ce projet n'est pas connu.
Les six premières éoliennes / génératrices (avec batterie tampon) ont été lancées, construites et fournies en 2016 par Ethio Resource Group, une société privée, qui a conclu un accord d'achat d'électricité avec le gouvernement éthiopien. Chaque turbine dessert un autre village et son propre micro-réseau, il n'y a pas de connexions entre les micro-réseaux et entre les turbines.
| Emplacement | Turbines | Capacité installée [par turbine] | Capacité installée (kW) [par grille] | Capacité installée (kW) [total] | Capacité opérationnelle depuis | Remarques |
| Menz Gera Midir | 6 | 1,6 | 1,6 | 9,6 | 2016 | Les premières éoliennes SCS d'Ethiopie |

#### Solaire

Il existe environ 40 000 petites stations solaires domestiques hors réseau, principalement pour les ménages livrant entre 25 et 100 W chacun. Pour 2020, il est prévu d'en avoir 400 000. En outre, une grande quantité de lanternes solaires sont en service, jusqu'à 3 600 000 sont prévues pour 2020 pour fournir un éclairage dans les endroits qui en ont besoin. Un nombre à deux chiffres d'initiatives privées en Éthiopie est financé à hauteur de 100 000 $ chacune par le biais du Power Africa et du Off-Grid Energy Challenge de la US African Development Foundation. Le plus grand est un 12 installation solaire kW.
| Station solaire SCS | Emplacement | Coordonnées | Capacité installée (kW ) | Facteur de charge | Opérationnel depuis | Remarques |
| Centrale solaire de l'hôpital de Wolisso | 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 | batterie tamponnée |

### Energies non renouvelables

Il y a beaucoup de petits systèmes diesel SCS opérationnels et hors réseau avec une somme de 20,65 MW de capacité installée dans toute l'Éthiopie (août 2017).

## Centrales projetées jusqu'en 2025
### Mix énergétique

En 2015, seulement 3,9% de l'objectif énergétique (énergie provenant de nouvelles centrales électriques) avait été atteint pour la période 2010-2015 en raison d'un manque de financement public.
Par conséquent, l'Éthiopie fait appel au des partenariats public-privé avec des producteurs indépendants d'électricité
Les fourchettes de LCOE et de LCOE fournies ci-dessous sont données en dollars américains en 2012 et ont été déterminées en 2013-2015.
| | Hydroélectricité | Géothermie énergie | Parcs éoliens | Parcs solaires | Cogénération avec de la biomasse | Cycle combiné turbines à gaz (CCGT) | Turbines à gaz | Diesel | Déchets en énergie |
| Projeté supplémentaire Capacité [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 |
| Facteur de charge | 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 |
La liste ci-dessus montre la capacité installée attendue (en MW $_e$ ) pour les gammes LCOE données pour l'année 2025.
Une répartition entre les investisseurs publics et privés est prévue, IPP construisant et exploitant les centrales électriques pendant 20 à 25 ans via PPA:
| | Hydroélectricité | Géothermie énergie | Parcs éoliens | Parcs solaires | Cogénération avec de la biomasse | Cycle combiné turbines à gaz (CCGT) |
| Privé (IPP) | 50% | 100% | 70% | 100% | 70% | ? ? ? |
| Public (EEP) | 50% | 0 | 30% | 0 | 30% | ? ? ? |

### Centrales électriques candidates

Le tableau ci-dessous présente les centrales électriques candidates à la construction, commandées pour leur LCOE (sur la base des valeurs de 2012). .
La plupart des entrées provenaient de l' Ethiopian Power System Expansion Master Plan Study, EEP 2014 et du Ethiopian Geothermal Power System Master Plan, JICA 2015 . Un petit nombre de raffinements est venu des appels d'offres publiés (comme pour la centrale électrique Upper Dabus) et des études de faisabilité qui sont arrivées après 2014 (comme pour la centrale hydroélectrique TAMS). Pour les centrales solaires, des documents de l'initiative Scaling Solar de la Banque mondiale ont également été utilisés.
| Centrale électrique | Location | Coordonnées | Type | Drainage | Capacité (MW) | Capacité totale | LCOE ($/kWh) | Spécification |
| Melka Sedi | Amibara | 9°14′13″N 40°08′06″E﻿ / ﻿9.237°N 40.135°E﻿ / 9.237; 40.135﻿ (Melka Sedi Thermal Power Plant) | biomass | | 137 | 0.9 | | Input: Mesquite + Bagasse |
| Bameza | Guba, near GERD | 11°13′19″N 35°04′55″E﻿ / ﻿11.222°N 35.082°E﻿ / 11.222; 35.082﻿ (Bameza Thermal Power Plant) | biomass | | 120 | 0.25 | 0.114 | input: wood |
| Wabi | Wabe River | 8°14′10″N 37°43′37″E﻿ / ﻿8.236°N 37.727°E﻿ / 8.236; 37.727﻿ (Wabi Hydropower Plant) | hydro | Turkana Basin | 100–150 | | | feasibility study in 2018 |
| Beko Abo | Blue Nile River | 10°21′54″N 36°34′16″E﻿ / ﻿10.365°N 36.571°E﻿ / 10.365; 36.571﻿ (Beko Abo Hydropower Plant) | hydro | Nile | 935 | 0.81 | 0.026 | live storage: 1.2 km$^3$ |
| Genji | Baro River | 8°09′25″N 35°08′56″E﻿ / ﻿8.157°N 35.149°E﻿ / 8.157; 35.149﻿ (Genji Hydropower Plant) | hydro | Nile | 216 | 0.49 | 0.029 | diversion weir |
| Upper Mendaya | Blue Nile River | 10°00′40″N 35°50′20″E﻿ / ﻿10.011°N 35.839°E﻿ / 10.011; 35.839﻿ (Upper Mendaya Hydropower Plant) | hydro | Nile | 1,700 | 0.57 | 0.038 | live storage: 10.3 km$^3$ |
| Karadobi | Blue Nile River | 9°53′38″N 37°50′20″E﻿ / ﻿9.894°N 37.839°E﻿ / 9.894; 37.839﻿ (Karadobi Hydropower Plant) | hydro | Nile | 1,600 | 0.56 | 0.044 | live storage: 18.7 km$^3$ |
| Geba I+II | Geba River | 8°12′40″N 36°04′23″E﻿ / ﻿8.211°N 36.073°E﻿ / 8.211; 36.073﻿ (Geba I+II Hydropower Plants) | hydro | Nile | 385 | 0.55 | 0.045 | live storage: 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 (Sor Hydropower Plant) | hydro | Nile | 5 | 0.92 | 0.058 | live storage: 0.3 km$^3$ |
| Upper Dabus I+II | Dabus River | 9°56′02″N 34°53′42″E﻿ / ﻿9.934°N 34.895°E﻿ / 9.934; 34.895﻿ (Upper Dabus Hydropower Plant) | hydro | Nile | 798 | 0.51 | 0.058 | live storage: 2.6 km$^3$ |
| Tendaho II-IV | Dubti | 11°45′N 41°05′E﻿ / ﻿11.75°N 41.09°E﻿ / 11.75; 41.09﻿ (Tendaho Geothermal Field) | geothermal | | 555 | 0.90 | 0.059 | T >240 °C steam |
| Aluto III+IV | Aluto | 7°47′20″N 38°47′38″E﻿ / ﻿7.789°N 38.794°E﻿ / 7.789; 38.794﻿ (Aluto Geothermal Plant) | geothermal | | 160 | 0.90 | 0.059 | T >240 °C steam |
| Birbir I+II | Birbir River | 8°32′35″N 35°11′42″E﻿ / ﻿8.543°N 35.195°E﻿ / 8.543; 35.195﻿ (Birbir Hydropower Plant) | hydro | Nile | 564 | 0.70 | 0.059 | ive storage: 2.5 km$^3$ |
| Corbetti II-III | Shashamane | 7°11′N 38°26′E﻿ / ﻿7.18°N 38.44°E﻿ / 7.18; 38.44﻿ (Corbetti Caldera Geothermal Field) | geothermal | | 500 | 0.90 | 0.059 | T >210 °C steam |
| Halele Werabesa | River Gibe | 8°22′52″N 37°23′28″E﻿ / ﻿8.381°N 37.391°E﻿ / 8.381; 37.391﻿ (Halele Werabesa Hydropower Plant) | hydro | Turkana Basin | 424 | 0.54 | 0.061 | live storage: 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 (Yeda Hydropower Plant) | hydro | Nile | 280 | 0.45 | 0.067 | live storage: 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 (Genale Dawa V Hydropower Plant) | hydro | Jubba | 146 | 0.66 | 0.067 | live storage: 0.1 km$^3$ |
| Abaya | Middle Bilate River | 6°49′16″N 38°04′19″E﻿ / ﻿6.821°N 38.072°E﻿ / 6.821; 38.072﻿ (Abaya Geothermal Field) | geothermal | | 790 | 0.90 | 0.071 | T >210 °C steam |
| Boseti | near Kone | 8°46′48″N 39°49′44″E﻿ / ﻿8.780°N 39.829°E﻿ / 8.780; 39.829﻿ (Boseti Geothermal Field) | geothermal | | 265 | 0.90 | 0.072 | T >210 °C steam |
| TAMS | Baro River | 8°12′32″N 34°55′55″E﻿ / ﻿8.209°N 34.932°E﻿ / 8.209; 34.932﻿ (TAMS Hydropower Plant) | hydro | Nile | 1,700 | 0.39 | 0.073 | live storage: 4.8 km$^3$ |
| Meteka | Meteka | 9°52′01″N 40°31′01″E﻿ / ﻿9.867°N 40.517°E﻿ / 9.867; 40.517﻿ (Meteka Geothermal Field) | geothermal | | 130 | 0.90 | 0.073 | T >210 °C steam |
| Dofan | Dulecha | 9°21′N 40°08′E﻿ / ﻿9.35°N 40.13°E﻿ / 9.35; 40.13﻿ (Dofan Geothermal Field) | geothermal | | 86 | 0.90 | 0.078 | T >210 °C steam |
| Baro I+II | Baro River | 8°07′52″N 35°13′16″E﻿ / ﻿8.131°N 35.221°E﻿ / 8.131; 35.221﻿ (Baro Hydropower Plant) | hydro | Nile | 645 | 0.46 | 0.083 | live storage: 1.0 km$^3$ |
| Lower Didessa | Didessa River | 9°28′44″N 35°58′12″E﻿ / ﻿9.479°N 35.970°E﻿ / 9.479; 35.970﻿ (Lower Didessa Hydropower Plant) | hydro | Nile | 550 | 0.20 | 0.083 | live storage: 3.5 km$^3$ |
| Tekeze II | Tekeze River | 13°52′01″N 37°54′29″E﻿ / ﻿13.867°N 37.908°E﻿ / 13.867; 37.908﻿ (Baro Hydropower Plant) | hydro | Nile | 450 | 0.69 | 0.084 | live storage: 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) | wind | | 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 (Iteya Wind Farm) | wind | | 600 | 0.32 | 0.09 | overlap with Assela and Tulu Moye areas |
| Mega Maji | Mega | 4°13′48″N 37°59′42″E﻿ / ﻿4.230°N 37.995°E﻿ / 4.230; 37.995﻿ (Mega Maji Wind Farm) | wind | | 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 (Debre Berhan Wind Farm) | wind | | 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 (Sululta Wind Farm) | wind | | 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 (Dila Wind Farm) | wind | | 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 (Assela Wind Farm) | wind | | 100 | 0.28 | 0.1 | overlap with Iteya and Tulu Moye areas |
| Tulu Moye II-IV | Arsi Zone | 8°09′32″N 39°08′13″E﻿ / ﻿8.159°N 39.137°E﻿ / 8.159; 39.137﻿ (Tulu Moye Geothermal Field) | geothermal | | 470 | 0.90 | 0.104 | T ≥170 °C steam |
| Teo | Afar Zone 3 | 11°05′20″N 40°47′31″E﻿ / ﻿11.089°N 40.792°E﻿ / 11.089; 40.792﻿ (Teo Geothermal Field) | geothermal | | 9 | 0.90 | 0.104 | T >210 °C steam |
| Fantale | Mount Fentale | 8°58′01″N 39°54′00″E﻿ / ﻿8.967°N 39.9°E﻿ / 8.967; 39.9﻿ (Fantale Geothermal Field) | geothermal | | 120 | 0.90 | 0.105 | T ≥170 °C steam |
| Dallol | Dallol volcano | 14°14′31″N 40°18′00″E﻿ / ﻿14.242°N 40.3°E﻿ / 14.242; 40.3﻿ (Dallol Geothermal Field) | geothermal | | 44 | 0.90 | 0.108 | T >210 °C steam |
| Dama Ali | Mount Dama Ali | 11°16′59″N 41°37′59″E﻿ / ﻿11.283°N 41.633°E﻿ / 11.283; 41.633﻿ (Dama Ali Geothermal Field) | geothermal | | 230 | 0.90 | 0.108 | T ≥170 °C steam |
| Calub | Calub gas field | 6°12′36″N 44°38′42″E﻿ / ﻿6.210°N 44.645°E﻿ / 6.210; 44.645﻿ (Calub Combined Cycle Gas Plant) | CCGT | | 420 | 0.88 | 0.109 | domestic natural gas |
| Nazareth | Adama | 8°30′11″N 39°19′23″E﻿ / ﻿8.503°N 39.323°E﻿ / 8.503; 39.323﻿ (Nazareth Geothermal Field) | geothermal | | 33 | 0.90 | 0.109 | T ≥170 °C steam |
| Boina | Alamata | 13°00′N 40°09′E﻿ / ﻿13.0°N 40.15°E﻿ / 13.0; 40.15﻿ (Boina Geothermal Field) | geothermal | | 100 | 0.90 | 0.111 | T ≥170 °C steam |
| Mek'ele | Mek'ele | 13°29′53″N 39°30′14″E﻿ / ﻿13.498°N 39.504°E﻿ / 13.498; 39.504﻿ (Mek'ele Solar Park) | 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 (Gad Solar Park) | solar | | 125 | 0.2 | 0.12 | Scaling Solar Phase I |
| Hurso | Hurso | 9°36′43″N 41°32′10″E﻿ / ﻿9.612°N 41.536°E﻿ / 9.612; 41.536﻿ (Hurso Solar Park) | solar | | 125 | 0.2 | 0.12 | Scaling Solar Phase II (proposed) |
| Dicheto | NW of Galafi | 11°48′29″N 41°43′16″E﻿ / ﻿11.808°N 41.721°E﻿ / 11.808; 41.721﻿ (Dicheto Solar Park) | solar | | 125 | 0.2 | 0.12 | Scaling Solar Phase I |
| Metema | Metemma | 12°57′07″N 36°10′23″E﻿ / ﻿12.952°N 36.173°E﻿ / 12.952; 36.173﻿ (Metema Solar Park) | solar | | 125 | 0.2 | 0.12 | Scaling Solar Phase II (proposed) |
| Weranso | Weranso | 11°18′07″N 40°31′41″E﻿ / ﻿11.302°N 40.528°E﻿ / 11.302; 40.528﻿ (Weranso Solar Park) | 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 (Welenchiti Solar Park) | solar | | 150 | 0.2 | 0.12 | |
| Gojeb | Gojeb River | 7°14′13″N 36°51′14″E﻿ / ﻿7.237°N 36.854°E﻿ / 7.237; 36.854﻿ (Gojeb Hydropower Plant) | hydro | Turkana Basin | 150 | 0.48 | 0.127 | live storage: 1.0 km$^3$ |
| Aleltu East | Aleltu River | 9°45′43″N 38°58′16″E﻿ / ﻿9.762°N 38.971°E﻿ / 9.762; 38.971﻿ (Aleltu East Hydropower Plant) | hydro | Nile | 189 | 0.53 | 0.128 | live storage: 0.6 km$^3$ |
| Aleltu West | Aleltu River | 9°45′22″N 38°57′14″E﻿ / ﻿9.756°N 38.954°E﻿ / 9.756; 38.954﻿ (Aleltu West Hydropower Plant) | hydro | Nile | 265 | 0.46 | 0.149 | live storage: 0.6 km$^3$ |
| Wabi Shebele | Shebelle River | 7°29′10″N 42°06′04″E﻿ / ﻿7.486°N 42.101°E﻿ / 7.486; 42.101﻿ (Wabi Shebele Hydropower Plant) | hydro | Shebelle | 88 | 0.91 | 0.161 | live storage: 3.3 km$^3$ |
| Lower Dabus | Dabus River | 9°59′06″N 34°53′20″E﻿ / ﻿9.985°N 34.889°E﻿ / 9.985; 34.889﻿ (Lower Dabus Hydropower Plant) | hydro | Nile | 250 | 0.29 | 0.177 | live storage: 1.4 km$^3$ |
| Total planned | | | | | 18,617 | | | |
| Total ≤0.11 $/kWh | | | | | 15,201 | | | |
| Total ≤0.08 $/kWh | | | | | 11,257 | | | |

## Transfert transfrontalier d'électricité

L'Éthiopie est membre du East Africa Power Pool. Les autres membres sont le Soudan, le Burundi, la RDC, l'Égypte, le Kenya, la Libye, le Rwanda, la Tanzanie et l'Ouganda. La ligne à haute tension Sodo – Moyale – Suswa est en cours de construction entre Sodo, en Éthiopie, et Suswa, au Kenya.