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Interroger le projet de règlement du Kenya sur les mini-réseaux

12 août 2021

Par I eva Indriunaite , responsable des politiques et des partenariats, Camco Clean Energy et  Tom George , coordinateur du plaidoyer pour le Kenya et la Tanzanie (AMDA) et directeur général, Africa Grants Advisors (AGA) .

Le gouvernement du Kenya a lancé le défi audacieux de fournir un accès à l'énergie à chaque personne d'ici 2022. Avec 25 % de la population vivant toujours sans électricité en avril 2021, la Stratégie nationale d'électrification du Kenya (KNES) a identifié les mini-réseaux comme un élément clé. solution décentralisée pour assurer l'accès universel.

Mais l'environnement favorable est-il bien placé pour soutenir le développement des mini-réseaux au rythme requis pour atteindre les objectifs politiques ? À l'heure actuelle, les mini-réseaux sont réglementés par le Règlement de 2012 sur l'énergie (licences d'électricité), mais ce cadre n'aborde pas directement les nuances du développement des mini-réseaux.

 

En collaboration avec les parties prenantes de l'industrie, l'Autorité de régulation de l'énergie et du pétrole du Kenya (EPRA) a élaboré le projet de règlement sur les mini-réseaux 2021, qui énonce des dispositions spécifiques au secteur des mini-réseaux pour encourager les investissements. Le règlement fournit un cadre pour l'approbation des tarifs des mini-réseaux, les exigences en matière de licences, les lignes directrices pour les opérations, les performances et les exigences en matière de rapport.

 

Le 29 juillet, l'Africa Minigrid Developers Association et la Renewable Energy Performance Platform (REPP), gérées par Camco Clean Energy, ont invité les parties prenantes intéressées à une table ronde à fort impact avec des représentants d'investisseurs énergétiques, de développeurs de mini-réseaux et de l'EPRA pour discuter du projet de Mini -grid Regulations 2021 et répondre aux préoccupations concernant ce qu'ils signifieraient pour les investisseurs et les développeurs.  

Problèmes critiques pour la bancabilité de la nouvelle réglementation des mini-réseaux du Kenya

La discussion a porté sur les processus d'autorisation, la planification de l'électrification et les dispositions relatives à l'empiètement sur le réseau, qui sont des problèmes vitaux pour les développeurs de mini-réseaux et les bailleurs de fonds.

Un point de discussion important a été l'exigence énoncée dans le projet de règlement selon laquelle 30 % des raccordements prévus d'un projet doivent être achevés avant que l'EPRA ne délivre l'autorisation de mini-réseau. Cette disposition vise à garantir la construction des mini-réseaux dans les délais envisagés et à soutenir les objectifs ambitieux d'électrification du gouvernement.

Bien que compréhensible, cette exigence introduit un risque du point de vue du financement de projet. Les investisseurs devraient financer des projets sans avoir la certitude que le développement finira par recevoir une licence.  

Le projet de règlement détaille le processus de demande de licence et définit une gamme d'options disponibles pour les développeurs si le réseau principal arrive finalement dans la zone desservie. Concernant les processus d'empiètement et d'interconnexion, la réglementation prévoit des possibilités d'interconnexion qui protègent le développeur, le titulaire de licence de distribution et la communauté – garantissant qu'aucune partie n'est désavantagée au cours du processus.

Pourtant, il y a actuellement un manque de clarté dans le projet de réglementation sur la manière dont les options d'interconnexion ou de compensation peuvent être choisies par le développeur et la relation commerciale ultérieure entre le développeur et le réseau primaire - un domaine qui nécessite une attention supplémentaire.

La question de la planification globale de l'électrification nationale est étroitement liée au risque d'empiètement du réseau. L'intégration des mini-réseaux dans les plans nationaux et de comté est considérée par la plupart des parties prenantes comme une stratégie pour augmenter la vitesse et réduire le coût de l'électrification au Kenya.

Les développeurs et les investisseurs suivront avec grand intérêt l'évolution du Plan national d'électrification intégré (INEP), destiné à remplacer le KNES. Une fois publié, l'INEP devrait fournir la clarté et la transparence requises par les développeurs et leurs bailleurs de fonds pour planifier et développer des projets d'infrastructure de mini-réseaux.

La voie à suivre pour le Kenya

Dans un sondage réalisé à la fin de la discussion, la majorité de l'auditoire n'était toujours pas sûre de la bancabilité du  projet de règlement actuel . La table ronde a souligné l'excellent travail de l'EPRA dans la conception du projet de réglementation et la prise en compte des points de vue des parties prenantes dans le futur cadre réglementaire des mini-réseaux. Cependant, il est nécessaire de renforcer la sensibilisation, l'engagement du public et de la communauté des investisseurs sur le projet de réglementation.

EPRA ,  AMDA ,  REPP  et d'autres parties prenantes continuent de travailler ensemble pour s'assurer que le grand public, et en particulier la communauté des investisseurs, comprennent les projets de réglementation et leur impact sur le secteur croissant des mini-réseaux au Kenya. Les contributions supplémentaires des parties prenantes de l'industrie, des professionnels de l'électrification rurale sur d'autres marchés et des investisseurs du secteur de l'énergie hors réseau de la région seront inestimables pour parvenir à un ensemble final de réglementations entièrement bancables et pouvant soutenir l'électrification du secteur de millions de ménages hors réseau. .

Cet article est paru pour la première fois dans ESI Africa .

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Turning to the strategy document, the Private Sector welcomes and supports the four-pronged approach proposed and wishes to respond to them in turn:

Firstly, we strongly support further efforts by the GCF to promote a conducive investment environment. Long-term investment road maps and green strategies are crucial to provide a direction of travel that can unlock innovation from the private sector. However, a genuinely conducive investment environment must be built on the delivery of results. The Private Sector is focused on getting things done, and as Hans Olav noted, the risks/rewards of doing so. Accordingly, private sector engagement by the GCF should focus on removing the barriers that prevent essential adaptation and mitigation projects reaching financial close. We strongly support the development of regional presences to further the engagement between the GCF and national/subnational entities.

Secondly, we welcome and support the GCFs intention to accelerate innovation in business models, financial instruments, and climate technologies. However, in order to do this, the GCF, and particularly the PSF, will need to not only be “right sized” but also “right staffed”. i.e. PSF recruitment should focus on staff who have experience of working in the private sector – including a familiarity with decision-making in a commercial context – this will result in more effective dialogue about innovation and instrument selection, and accordingly improve the quality and timeliness of projects/programmes within the GCF approval process. It should be noted that notwithstanding the drive to financial innovation and equity instruments, projects in many LDCs and SIDs will nevertheless continue to require more traditional financial products such as concessional senior debt.

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Thirdly, we are very pleased to see the role of de-risking highlighted as one of the four prongs. We can all agree that Adaptation and Mitigation projects are not happening at the scale and breadth required to achieve the collective goals of the NDCs under the Paris Agreement. This is primarily due to market perceptions of risk, and the pricing of such risk into financial products. Accordingly, de-risking is really THE key task for the private sector modalities of the GCF.  It is what is needed to get the bulk of private capital off the side lines and co-investing in impactful climate initiatives. The first loss tranche of FP0186 is a very good example of this dynamic in action. 

And finally, we recognize the crucial need for strengthening domestic and regional financial institutions to scale up private climate finance. This can take a number of mutually supporting forms;

  • The re-formation of an energised PSAG

  • The GCF increasing its building capacity efforts with NDAs, with a broad focus beyond Readiness Programmes. 

  • Enabling AEs to jointly submit FPs, particularly where there are complimentary accreditations. This would enable peer to peer learning that will also increase the participation of DAEs

  • Ensuring the continuation of the GCF Private Investment for Climate (GPIC) in 2022, with ample support for stakeholders from LDCs and SIDs to attend.

 

Thank you for allowing me to intervene, back over to you Co-Chair.
 

Related links:

  • To watch the session in full, click here and then item 8b. Fast forward to 56 mins 35 secs for Karl's contribution.

  • Listen to this podcast of Karl talking to Margaret-Ann Splawn at CMIA about what it is like becoming a delivery partner at the Green Climate Fund, the world's largest climate fund.

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