POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE : Deux autres centrales de 100MW à l'ouest

  • C’est ce que prévoit l’Integrated Electricity Plan 2013/2022 du CEB, qui mise sur le démarrage de CT Power (100 MW) à Albion à partir de 2015
  • Des investissements de Rs 18 milliards, dont Rs 13 milliards à court terme, dans le secteur énergétique pour satisfaire la demande de 3519 GWh dans dix ans
  • Le CEB concède : “IPP’ costs of  generation are lower than the CEB’s  generation costs”
  • L’option des énergies renouvelables  nécessitera un effort financier de Rs 5 milliards

L’Integrated Energy Plan (IEP) 2013-2022 du Central Electricity Board (CEB), qui sera lancé en fanfare, mardi prochain, ne fera qu’attiser le débat à haute tension autour de l’emplacement des nouvelles centrales thermiques à charbon. La controverse au sujet de l’installation de CT Power dans la zone hautement résidentielle de Pointe-aux-Caves à Albion n’a pas encore été réglée à la satisfaction des habitants. Voilà que le CEB prévoit la mise en opération de deux autres centrales thermiques de 50 MW chacune, soit de la même capacité que CT Power, dans la même région de l’Ouest, soit à proximité de la région d’Albion pour des raisons d’investissements. Le plan intégré pour la génération d’énergie électrique pour les dix ans à venir, prévoyant des investissements de l’ordre de Rs 18 milliards, dont Rs 13 milliards à court terme, arrive à la conclusion que la Generation Capacity du pays devra être augmentée de 200 MW, soit de 33%, au cours de la même période en vue de satisfaire la demande croissante. Par ailleurs, confirmant les informations publiées en primeur dans la précédente édition de Week-End, l’Integrated Energy Plan concède que les coûts de génération des Independent Power Producers (IPP) sont nettement plus économiques que ceux encourus par les stations thermiques opérées par le CEB.
Le plan d’investissements du CEB pour les prochaines dix années viendra difficilement atténuer le débat passionné portant sur les régions susceptibles d’accueillir les prochaines centrales thermiques, probablement à charbon, car les coûts s’avèrent être plus économiques et les opérations plus rentables que d’autres combustibles fossiles. En parallèle aux projets en vue d’exploiter des sources alternatives d’énergie nouvelles et renouvelables, dont des parcs photovoltaïques, les nouveaux besoins en Capacity Addition pour la période allant jusqu’à 2022 ont été établis avec le plan intégré affirmant que “in relation to load forecast, CEB is anticipating that an addition of 200 MW of generating capacity will be required over the planning horizon”.
Dans cette perspective, le CEB présente l’entrée en opération de la centrale thermique de CT Power d’Albion en deux étapes, soit 50 WW en 2015 et le restant de 50 MW en 2016, comme la priorité des priorités pour faire face aux besoins énergétiques du pays même si les perspectives de croissance économique ne sont nullement “On the High Side”.
Entre-temps, en guise d’alternative face aux délais accumulés dans la mise en opération de CT Power, dont la signature du Power Purchase Agreement remonte au 23 décembre 2008, le CEB a dû avoir recours à un programme de redéveloppement de la centrale thermique de Fort Victoria en deux étapes. La seconde étape, avec la mise en place de turbines de 60 MW en 2012, a débouché sur le retrait des “old, less efficient, FIAT and Mirrless engines and shall contribute in meeting demand until 2014”. Pour le CEB, l’échéance de 2014 se présente comme cruciale car après cette dernière année, techniquement, le relais devrait être assuré par les premiers 50 MW de CT Power d’Albion.
Le CEB confiant
Par ailleurs, dans l’urgence de la situation, le CEB se voit dans l’obligation de faire provision pour une nouvelle centrale thermique d’une capacité de 50 MW juste après que CT Power eut atteint sa vitesse de croisière en 2017, de même la mise en opération d’une autre unité de la même capacité en 2021. Ces capacités supplémentaires s’imposent pour satisfaire la demande de 3519 GWh en 2022, soit une progression de l’ordre de 32% par rapport à la consommation annoncée de 2 673 GWh pour cette année.
Toutefois, l’équation du CEB se complique au chapitre des régions susceptibles d’accueillir ces nouvelles centrales thermiques. L’Integrated Energy Plan est des plus catégoriques en soulignant à la page 57 du document que “the Western part of Mauritius is the only region that has minimal generation facilities”. Le CEB est confiant et convaincu que, malgré l’opposition notée au sein des communautés d’habitants de la région d’Albion et des environs, le projet de CT Power ira de l’avant et sera complété selon le calendrier établi.
“The present generation expansion plan makes mention of capacity requirements of 50 MW in 2015 and another 50 MW in 2016. To meet these capacity requirements, the company (Mauritius) CT Power Ltd will construct a 100 MW pulverised-coal power plant at Pointe-aux-Caves in the West”, s’appesantit le plan du CEB, qui fait état d’investissements corollaires pour le raccordement de la nouvelle centrale au réseau national.
Dans la perspective de l’entrée en opération de CT Power, les ingénieurs du CEB travaillent sur la modernisation de la station de La-Chaumière pour l’intégration de cette centrale thermique sur le réseau national. “For the new 100 MW generation capacity (CT Power), power injection will be made at La Chaumière substation”, avec l’exécution d’importants travaux, dont la pose de deux câbles souterrains de 132 kV reliant la sous-station de La-Chaumière à celle d’Ebène.
Parc de centrales thermiques à charbon
“This network expansion project is essential so as to relieve the Saint-Louis/Ebène transmission lines, which may otherwise reach their limits at 66 kV in the medium term given the current and expected major developments taking place in the centre of the island”, souligne le CEB.
Le CEB envisage de transformer cette région de la côte Ouest en un véritable parc de centrales thermiques à charbon pour alimenter le National Grid. Outre CT Power, les deux autres centrales thermiques de 50 MW chacune, dont le démarrage est envisagé pour 2017 et 2022 respectivement, devront opérer dans cette même région vu le “lowest capital investment required” pour des facilités d’interconnexion avec le réseau national.
“Based on the assumption that the total 100 MW generation capacity will be sited in the same location, transmission studies were carried out to determine the most favourable injection point. Five scenarios, based on geographical location, were analysed for the possible injection points and the results were ranked in the order of lowest capital investment required for the interconnection facilities. The analysis showed that the Western region is the mostv favourable injection point, followed by the East, North, Port Louis area and the South succesively”, maintient le rapport, qui sera rendu public en début de semaine. “In case the upcoming 200 MW power generation is centralised”, le CEB s’attend à voir les travaux d’upgrading de son réseau de transmission être bouclés d’ici 2017.
Avec la confirmation de la proposition du CEB au sujet de la région pour accueillir des turbines de 200 MW brûlant principalement du charbon, alors qu’actuellement “the effective generation capacity” est de 664 MW, la côte ouest de Maurice se déclinera comme une des cartes maîtresses dans le secteur de la génération d’énergie électrique. Mais toute la question de la Sustainability sur le plan écologique et d’environnement devra continuer à alimenter le débat national au sujet de la pertinence de ces choix.
Dans un autre ordre d’idées, l’Integrated Energy Plan 2013-2022 du CEB viendra relancer toute l’agitation autour de l’importance des Independent Power Producers (IPP) dans le paysage énergétique local. Sans citer de chiffres, le CEB n’a fait que confirmer les révélations de Week-End au sujet du coût de production du kiloWattheure par le CEB comparativement aux producteurs indépendants.
Ainsi, le plan intégré du CEB avance que “usually, IPP costs of generation are lower than CEB’s generation costs for the following reasons (1) IPP operate on coal which is cheaper than HFO ; and (2) Capacity Utilization Factor (CUF) of IPP is above 80% as they operate mostly as base plants”. Le coût moyen du kiloWattheure tient en ligne de compte du fait que 40% de l’électricité sont générés en utilisant à hauteur de 40% de l’huile lourde (HFO), dont le cours continue à monter sur le marché mondial et un pour cent de kérosène. “Despite gas turbines having a high running cost, the average cost of CEB’s generation is close to the cost of generation from HFO engines. The unit cost of generation for CEB’s power plants consists of fuel oil, lubricating oil, labour, maintenance, depreciation, administrative, overheads and finance costs”, commente le CEB dans la conjoncture.
Les analyses et projections de l’Integrated Energy Plan 2013/2022 sont axées sur une croissance moyenne de 3,43% par an dans la demande d’énergie électrique alors que pour la précédente période de 2001 à 2011, la progression annuelle a été de 4,28%. Les tableaux publiés plus loin donne une indication des projections du CEB par rapport à la demande d’énergie électrique et à l’évolution de la pointe (Peak demand) de 2013 à 2022 sur la base des trois scénarios possibles.
Des investissements de Rs 18 milliards seront nécessaires pour accompagner le développement du Mauritius Power System à court et moyen termes. Le CEB se rend à l’évidence que des injections de pas moins de Rs 13 milliards s’imposeront à court terme. “Out of the total investment, 70% will come from private investors, and the remaining from the CEB. The major share of the capital injection will go towards generation capacity expansion, either for needs-based additions or for opportunity-based additions”, fait ressortir le plan intégré du CEB comme pour mieux faire comprendre que dans la conjoncture “IPP are here to stay”, même si une enveloppe de Rs 5 milliards a été identifiée pour promouvoir l’exploitation des sources d’énergie nouvelles et renouvelables...