FOURNITURE D’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE : Le rendez-vous raté de  la centrale de Saint-Louis

La décision du Central Procurement Board (CPB) au sujet de l’appel d’offres pour l’installation de quatre moteurs de 60 MW à la centrale thermique de Saint-Louis à Plaine-Lauzun est sans appel. L’unique cotation soumise par la firme danoise de Burmeister & Wain Scandinavian Contractors (BWSC) pour ce projet nécessitant des investissements de Rs 3,9 milliards a été rejetée avec pour conséquence que la centrale thermique de Saint-Louis ratera son rendez-vous crucial de la fin de 2015. De ce fait, le Central Electricity Board (CEB) se trouve sous la forte menace d’un black-out à partir de cette période n’étant pas en mesure d’assurer la demande en énergie électrique. Cette conclusion ne relève nullement de conjectures de quat’sous. Elle fait partie des analyses validées par les experts du CEB de même que ceux de la Banque Africaine de Développement (BAD) dans le cadre du montage financier pour la réalisation.
Le CEB, acculé par la décision du BPB de la semaine écoulée, ne dispose que d’une alternative pour éviter des coupures de courant électrique généralisées vers la fin de l’année prochaine. L’Apprasial Report de la BAD sur le Saint Louis Power Plant Redevelopment Project, en date de juin 2014, avait prévu ce scénario-catastrophe. La solution alternative retenue demeure la construction d’une nouvelle centrale de turbines à gaz d’une capacité de 40 MW en dépit du coût onéreux du kiloWattheure. Au vu des récents développements, il devient de plus en plus évident que le CEB devra dépoussiérer ce dossier pour éviter le pire des cauchemars à l’économie et à la population, le rationnement dans la fourniture l’électricité.
Dans le rapport d’évaluation pour la réalisation de ce projet, la BAD avait retenu trois risques conséquents susceptibles de causer des délais dans la mise en opération des nouvelles turbines, à savoir « the first one is a lack of coordination in between the civil works and the supply and installation of various equipment required for project commissioning », le deuxième facteur de risques a été identifié au chapitre des procédures d’allocation de ce contrat d’envergure, ce qui a été le cas effectivement avec le rejet de l’offre de Burmeister & Wain Scandinavian Contractors (BWSC) et le troisième sous forme de lobbies se battant pour la protection de l’environnement avec des contestations logées devant les instances compétentes.
A la page 10 de l’Appraisal Report, la BAD propose le scénario alternatif de la centrale thermique de turbines à gaz. « The economic analysis of the project is based on an alternative scenario whereby the proposed project is not realized. In such a case, the CEB would have to build a 40 MW-power plant using gas turbines. Though expensive to run, installing gas turbines will be less costly to the country than experiencing load shedding », recommande la BAD.
Le principal avantage avec les turbines à gaz avec deux moteurs d’une capacité de 50 MW chacun est que la centrale thermique peut être opérationnelle six mois après la signature du contrat. Toutefois, le coût de production pour les turbines à gaz est estimé à quatre fois supérieures comparativement au kWh généré à partir de l’huile lourde. « The cost per unit of electricity produced will be around 80 US cents per kilowatt hour compared to a corresponding cost of 20 US cents per kilowatt hour for the retained option », poursuit le rapport de la BAD.
Avec l’option retenue de la mise en place de quatre moteurs de 15 MW chacun à l’eau, le CEB doit faire face à la Stark Reality de l’épée de Damoclès du black-out dans au moins une année si le statu quo est maintenu. « The demand of customers will exceed the installed generating capacity connected to the power grid at the end of 2015. Maximum peak demand is increasing annually by 12 to 18 MW. Furthermore, in addition to the decommissioning of the six generators referred to above, two independent power producers will stop exporting electricity to the CEB grid because their installations have reached the end of their useful lives. As a result, by end of 2015, the total gap in power supply will be 36 MW, against 60 MW capacity of the project »,  souligne l’Appraisal Report, qui s’appesantit sur le fait que « any delay in commissioning the project at the planned date would result in the CEB not being able to meet the projected peak demand ».
En tout, après le scrutin du 10 décembre et avec l’échec flagrant de la direction du CEB à mettre à exécution un projet aussi délicat que celui de la centrale thermique de Saint-Louis, des changements sont à prévoir et cela peu importe l’issue de ces élections générales….