POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE : Le poids du charbon en question !

La fin de la grève d'une dizaine de jours entamée par Jeff Lingaya contre le projet de centrale thermique CT Power de 2 x 55 MW à Pointe-aux-Caves, Albion, a réorienté le débat de la politique énergétique sur le poids de plus en plus alourdissant du charbon. En effet, dès la première réunion de la National Energy Audit Commission, présidée par Dev Manraj, Senior Adviser au Prime Minister's Office, la question d'une source alternative au charbon en vue de satisfaire la demande en énergie électrique s'est installée aux devants de la scène. Yan Hookoomsing, chercheur écologique au Centre for Alternative Research and Studies (CARES), intervenant au nom du Komité Sutyen, réunissant des représentants de Platform Sitoyen et de Rezistans & Alternativ, s'est évertué à faire la démonstration que la stratégie avec des Independent Power Producers (IPPs) basés sur du charbon est écologiquement insoutenable et économiquement un véritable fardeau pour l'économie. La pression est également maintenue sur le projet CT Power avec la Platform Sitoyen revenant à la charge devant la Commission Manraj sur sa demande pour un nouveau permis d'Environment Impact Assessment (EIA).

Dans un document intitulé "Investing into solar electricity rather than coal-generated electricity", le Komité Sutyen remet en questions toute la stratégie adoptée pour produire de l'énergie électrique à partir du charbon et cite l'exemple de l'Inde, dont le Charanka Solar Park avec une capacité de 214 MW, au Gujarat, inauguré en avril de l'année dernière. D'emblée, Yan Hookoomsing affirme avec force que "from a strictly economic angle, maintaining our dependency on coal over the next 25 years is a complete aberration" et ajoute que "it is time to put an end to the claims that coal is the only realistic option for our future".
Le Komité Sutyen s'appuie sur le fait qu'au cours de la période allant de 2002 à 2011, les importations de charbon pour le compte des producteurs indépendants d'énergie électrique ont plus que doublé, passant de 312 031 tonnes en 2002 à 660 157 tonnes en 2011. Mais le pire est à venir car le prix du charbon a presque quadruplé, soit Rs 4 000 la tonne en moyenne en 2011 contre Rs 1 098 en 2002. La facture des importations a augmenté de sept fois, pour se retrouver à Rs 2,6 milliards contre Rs 342,7 millions en 2002.
Se basant sur la tendance enregistrée sur le marché mondial et l'évolution des réserves de combustibles fossiles, le Komité Sutyen avance qu'il serait hasardeux de miser sur une baisse du prix de charbon. "If the price of coal has quadrupled over the last ten years, one can unfortuately bet that the price will double over the ten years", laisse entendre l'écologiste de CARES.
Ainsi, avec une hausse moyenne de 5% par an dans le prix du charbon, il faudra s'attendre à payer au moins Rs 6 500 pour la tonne dans 25 ans, soit une majoration de 62,5% avec la note des importations atteignant la somme de Rs 4,3 milliards annuellement au cours de la même période.
Dans l'éventualité que le projet de centrale thermique de CT Power devienne opérationnel, le tableau est davantage noirci au charbon. D'abord, le coût de construction de la centrale thermique de Pointe-aux-Caves de 110 MW est évalué à un minimum de Rs 6 milliards. Ce chiffre est considéré comme étant très conservateur, car au sein du Komité Sutyen, l'on avance que les investissements de base avoisineraient les Rs 8 milliards, soit plus exactement Rs 7,8 milliards, en tenant en ligne de compte la construction d'une débarcadère pour la livraison du charbon par voie maritime et les dépenses massives pour traduire dans la réalité les conditions imposées aux promoteurs par l'Environment Appeal Tribunal.
En sus de ces dépenses, avec une consommation quotidienne de 1 200 tonnes de charbon par jour, le budget annuel des opérations de CT Power au seul item du charbon devra être de l'ordre de Rs 1,8 milliards, se greffant sur les Rs 2,6 milliards encourues par les autres IPPs actuellement. Au début des opérations de CT Power, Maurice devra consacrer un budget de Rs 5 milliards pour le financement des importations de charbon.
Toutefois, au bout de la période de 25 ans, les dépenses relatives à l'importation du charbon s'annoncent encore plus astronomiques. Au terme de calculs savants, les animateurs du Komite Sutyen s'indignent du fait que "CT Power and Independent Power Producers combined, the overall cost for the country to simply buy coal to produce electricity will be Rs 215,82 billion over the next 25 years. We have not taken into account the tremendous costs of the health and environmental impacts of coal".
Devant un tel scénario catastrophe, le Komité Sutyen cite l'exemple de l'Inde avec la mise en opération du Charanka Solar Park de 214 MW et qui devra générer 550 MW d'ici la fin de l'année prochaine. La mise en place de ce parc solaire dans le Gujarat a nécessité des investissements de Rs 8,4 milliards, soit un coût un peu plus onéreux que pour le démarrage annoncé de CT Power "except that the Charanka Solar Park will cost virtually nothing in terms of running cost compared to CT Power".
La stratégie alternative au charbon proposée par le Komité Sutyen comporte une multiplication de "Small and Medium-Sized Solar Power Plants" d'une capacité entre cinq et dix MW. Cette formule est calquée sur le modèle adoptée en Inde. "Gujarat for instance is not having simply one huge 500 MW solar plant built. It is setting up a myriad of small five to ten MW plants", ajoute Hans Hookoomsing incitant le gouvernement à se pencher sur ce modèle de développement durable et l'exploitation de sources d'énergie renouvelables.
L'exemple de Tamil Nadu, qui a pour ambition de devenir un Solar Hub retient également l'attention. "The rooftops on not only our houses, but also on our public buildings and factories and commercial centres offer an enormous surfance area. India is doing exactly that. Alongside its big and medium-scale utility PV power plants, it is developing the concept of solar cities where extensive rooftop solar programmes are ubderway. India has announced the setting up of 54 solar cities", déclare Yan Hookoomosing, qui s'appesantit sur le fait que "the vision of decentralising electricity generation into a network of small and medium renewable energy power plants, is exactly what Pr de Rosnay has been proposing since the start of Maurice Ile Durable (MID)".
Le Komité Sutyen prévoit la conversion des terres agricoles abandonnées pour accueillir les parcs solaires envisagés. Les 15 00 hectares de terres abandonnées au cours de ces dix dernières années auraient pu abriter pas moins d'une vingtaine de Power Plants d'une capacité de cinq MW chacun. "Let's therefore encourage our sugar planters to recycle their disused land into photovoltaic (PV) fields. This will give rise to a whole new class of medium solar independent power producers, which will break the current oligopoly of the IPPs on our country's electricity sector", note l'un des premiers documents soumis devant la commission Manraj.
Une initiative confirmant la mise en réseau des Medium Solar Power Producers devra permettre d'atteindre quatre objectifs nationaux, en l'occurrence une utilisation optimale des terres, une sécurité renforcée en matière de génération d'électricité, l'approfondissement du processus de démocratisation de l'économie et la mise en orbite du projet Maurice Ile Durable.
Au terme des arrangements intervenus au sein de la Commission Manraj, les animateurs du Komite Sutyen disposeront de 15 heures d'audition. Ainsi, vendredi, Yannick Cornet de Platform Sitoyen a pris le relais de Yann Hookoomsing. Sa mission était de convaincre les autorités qu'avec les changements substantiels intervenus dans le projet de CT Power, le ministre de l'Environnement, Deva Virahsawmy, est habilité à réclamer un nouvel exercice pour le permis EIA au terme de la section 25 de l'Environment Protection Act.
Il faudra attendre la fin des délibérations de la Commission Manraj pour savoir si l'unanimité s'est faite autour de ce nouveau permis EIA...
 

Prix et importations du charbon à la hausse

Le tableau ci-dessous donne une indication de la structure du prix du charbon et de l'évolution du coût au cours de ces cinq dernières années financières. Depuis 2010/2011, le gouvernement a doublé le montant du Levy imposé sur chaque tonne de charbon importée, passant de Rs 150 à Rs 300. Le coût en dollar comprend également l'élément fret, qui est passé de 31.93 dollars américains la tonne en 2008/09 à 17.43 dollars américains en 2011/12

Année                   Tonnage         Coût en dollar        Coût total en roupies
2007/08                121 175.90              84.12                         Rs 2 623.48
2008/09                145 701.58            117.89                         Rs 3 999.85
2009/10                142 704.00             97.88                        Rs 3 314.25
2010/2011            172 320.03            126.20                        Rs 4 160.58
2011/2012            168 872.91             125.55                        Rs 4 160.16
 

Devant la Commission Manraj

Les contrats IPP en vedette cette semaine

La National Energy Audit Commission, présidée par Dev Manraj, rendra publics cette semaine les contrats d'Independent Power Producers avec le Central Electricity Board dans le cadre de la génération d'énergie électrique. Cette initative s'inscrit dans la perspective d'une plus grande transparence. Les dernières procédures devront être enclenchées en début de semaine après le feu vert des producteurs indépendants jeudi dernier. En attendant de prendre connaissance des conditions et des facilités incorporées dans les contrats des cinq principaux IPPs et d'un petit producteur avec une performance de 2 GWh en utilisant du méthane émis par le centre d'enfouissement de Mare-Chicose, Week-End brosse un tableau de ce secteur, objet de convoitise avec des profits présumés de Rs 7 milliards en quatre ans selon le Principal Private Secretary et président du Labour, Patrick Assirvaden.

D'emblée, les derniers chiffres disponibles indiquent que le coût de production du kilowattheure est de Rs 5.30 pour le Central Electricity Board (CEB) et de Rs 3.60 en moyenne pour les IPPs l'année dernière. Plusieurs facteurs, dont la baisse de 25% du kilowattheure fourni par la Centrale Thermique de Belle-Vue, l'évolution du prix de la tonne de charbon sur le marché mondial, et la hausse du coût de High Sulphur Heavy Fuel Oil pour le comote du CEB, expliquent cette différence dans le coût de production.
Rappelons qu'avec le coût payé par le CEB pour la dernière cargaison de HFO, le kilowattheure devrait passer à Rs 5.40. Les dernières estimations du côté des IPPs donneraient en 2013 Rs 2.80 pour l'unité d'électricité exportée sur le réseau national par la Centrale Thermique de Belle-Vue et la Consolidated Energy Limited (CEL) de Beau-Champ, de Rs 3.40 pour la Centrale Thermique de Savannah et de la Centrale Thermique de St Aubin (Omnicane) et de Rs 3.80 pour la FUEL Steam Power Generation (FSPG).
En moyenne, les IPPs vendent au CEB quelque 1 300 GWh, soit un peu plus de la moitié avec le CEB générant une moyenne entre 80 et 100 GWh à partir des centrales hydroélectriques, 900 GWh des centrales thermiques et 30 GWh des turbines à gaz. Des 1 300 GWh des IPPs, la part de la Centrale Thermique de Belle-Vue varie entre 350 et 375 GWh, de CEL (Beau-Champ) de 110 GWh, de CTSav et CTDS de 650 GWh et de FUEL SPG de 160 GWh.
Le profil des Independent Power Producers s'établit comme suit avec les contrats d'une durée initiale de 20 ans avec possibilité de reconduction :
Centrale Thermique de Belle-Vue, connue comme Terragen après un exercice de Branding, a pour principaux actionnaires Terra, société cotée à la Bourse, avec 51%, SIDEC, une compagnie française : 27%, le Sugar Investment Trust (SIT) : 14% et la State Investment Corporation : 8%. L'Installed Capacity est de 73 MW utilisant le charbon et la bagasse. Les Contract Terms agréés sont que le prix payé pour la bagasse est plus élevé que celui pour le charbon et une Bagasse Premium au-delà d'un certain seuil.
Compagnie Thermique de Savannah (CTSav) avec pour actionnaire majoritaire, Omnicane, cotée sur le marché officiel de la Bourse, soit 60%, SIDEC : 25% et SIT 15% et une capacité de 91 MW brûlant du charbon et de la bagasse. Les terms du contrat prévoient le paiement de Capacity and Energy Fee et le combustible payé au prix du charbon livré à la centrale et la bagasse à 35 sous le KWh.
Compagnie Thermique de St-Aubin (CTDS) avec Omnicane détenant 60% des actions, le SIT Holding : 24,5%, et le Fonds National de Pension détenant 10% des actions d'Omincane, SIDEC : 25% et SIT : 15% avec une capacité de 33 MW et utilisant du charbon. Un Capacity and Energy Fee fait partie du contrat et le combustible payé au prix du charbon livré à la centrale.
FUEL Steal Power Generation (FSPG), avec pour actionnaire majoritaire Alteo, société cotée à la Bourse, 65%, la famille Lagesse avec 15% et le SIT : 20%. Le prix pour la bagasse et le charbon est le même avec le prix de la bagasse indexé sur celui du charbon importé.
Consolidated Energy Limited (CEL) Beau-Champ, avec Alteo détenant 51%, le groupe Constance : 16%, la MCB : 3%, le SIT : 10%, SOTRAMON : 10% et Venture Fund : 10% avec une centrale de 26 MW pour la bagasse et le charbon. Le prix pour la bagasse et le charbon est le même avec le prix de la bagasse indexé sur celui du charbon importé
CT Power, dont CT Power Holdings, détenant 74% et un mystère au sujet de l'identité de l'actionnariat et le CEB avec 26%. La capacité de la centrale est de 110 MW pour le charbon exclusivement. CT Power bénéficiera du versement d'un Capacity and Energy Fee et le prix du combustible payé au coût du charbon livré à la centrale.