Les Management Accounts du Central Electricity Board (CEB) pour les cinq premiers mois de cette année et les Revised Forecasts pour la période allant jusqu’à décembre prochain sont venus valider les indications publiées par Week-End dans son édition du 16 août au sujet des profits escomptés pour cette année.
Avec la chute du cours du baril de pétrole sur le marché international depuis le début de cette année, le CEB prévoit d’amasser des profits bruts de Rs 4,7 milliards, soit Rs 2 milliards de plus que les prévisions dans le budget initial. De ce fait, la direction de cet organisme parapublic détenant le monopole dans la distribution de courant électrique s’attend à voir les bénéfices nets être décuplés pour franchir la barre de Rs 2 milliards.
Mais des spécialistes en energy economics soutiennent qu’il ne sera pas étonnant de voir les profits nets être supérieurs aux prévisions des Rs 2,2 milliards à la fin de décembre prochain compte tenu de la tendance à la baisse du cours du baril de pétrole, titillant les $ 40. Toutefois, avec un coût de génération du kiloWattheure (kWh) en baisse, soit autour de Rs 3.30, l’unité facturée à chaque fin de mois aux 434 393 abonnés enregistrés est en moyenne de Rs 5.88, soit Rs 2.58 de plus.
Se basant sur la performance financière des cinq premiers mois de cette année, le CEB fait preuve d’optimisme en soulignant dans ce document avalisé lors d’une récente réunion du board que « the profit for the year as per the initial budget was Rs 389.46 million but the result is likely to be more favourable. With revised set of assumptions it is estimated that the profit may turn out to be around RS 2,449.86 millions by the end of the year ».
Cette moyenne de profits de Rs 200 millions par mois pourrait se révéler conservatrice vu que le baril de baril de pétrole était coté en fin de semaine à $ 42,36 même avec une correction à la hausse de 10,3%, soit la plus importante depuis mars 2009. C’est ce qu’indique la presse économique internationale en cette fin de mois d’août. Toutefois, il n’y a pas que le cours favorable du pétrole qui influence positivement le bilan financier. Le charbon, qui représente 48% de la production de courant électrique pour le compte du CEB, suit la même tendance que le pétrole avec la possibilité du cours de ce combustible descendant sous les $ 50 la tonne.
Commentant la situation, la publication spécialisée World Coal avance que « average realised prices for hard coking coal fell from US$131/t in 2014 to US$105/t in 2015, while thermal coal prices dropped from US$74/t in 2014 to just US$58/t in 2015 ». En tout cas, avec la confirmation de ces prix, le CEB devrait se retrouver en position extrêmement favorable sur le plan financier à la fermeture des comptes pour cette année.
Ces prévisions de profits bruts de Rs 4,7 milliards ou encore des bénéfices nets de Rs 2,5 milliards pour 2015 sont basées sur un cours moyen de $ 399.30 la tonne métrique d’huile lourde (HFO 180 CST) ou encore de $ 68.50 la tonne métrique du charbon. Ces prix représentent une révision de 40% pour le prix du mazout et de 25% pur le charbon. « Costs of sale has been updated with the revised generation plan reflecting the fall in demand and but also taking into consideration the fall in prices of HFO and coal », rappelle le CEB. Le litre d’huile lourde importé par le CEB était de moins de Rs 12 contre les Rs 20 en vigueur en début d’année.
Baisse de la demande
Au cours des cinq premiers mois de cette année, la demande de courant électrique a connu une baisse de 3,82%, confirmant si besoin le ralentissement de l’économie. Le seul segment de la consommation d’énergie qui a progressé n’est autre que pour les besoins domestiques et ménagers. Un facteur qui devra être inclus dans l’Economic Matrix de ceux qui ambitionnent de donner un coup d’accélérateur au second miracle économique rêvé.
« As at end May 2015, with the exception of sales to the residential category, sales to all other categories have recorded negative growth », s’appesantit le CEB, qui croit que cette baisse dans la consommation pourrait se maintenir au cours du second semestre. Les abonnés résidentiels représentent 32% de la consommation de courant électrique, soit sensiblement le même pourcentage que pour le commerce et également les besoins industriels. Néanmoins, une nouvelle peak demand de 459,85 MW, soit une progression de 3,96%, a éte enregistrée le 3 mars dernier, contre 446,20 MW le 22 janvier 2014
Pour la période de janvier à mai de cette année, les recettes du CEB ont été de Rs 6,7 milliards avec des profits de Rs 1,6 milliard, les Management Accounts concédant que « this represents a favourable variance of Rs 1,330.58 million, that is, 505% of the budgeted profit for the five months ending 31 st May 2015 ». Comme indiqué plus haut, les ventes actuelles d’unités ont été de 1101.42 GWh contre des prévisions de 1130,32 GWh.
« The favourable cost of sales variance amounting to Rs 1,358.91 millions has occurred mainly because the actual generation mix has been different from the budget and more importantly because the actual prices of fuel oil and coal were lower that the budgeted prices », confirme le CEB, qui révèle que pour les cinq mois, les Independent Power Producers (IPPs) ont fourni 607,99 GWh, contre 560,91 GWh en provenance des centrales thermiques du CEB.
Sarako
Alors que le coût du kWh facturé par le CEB aux abonnés représente une moyenne de Rs 5.88 à chaque fin de mois, le coût de génération est nettement inférieur, soit de l’ordre de Rs 3.30, un écart de Rs 2.58 au préjudice des abonnés. La comparaison est encore à l’avantage du CEB, soit une plus-value de plus de Rs 3 quand l’on tient compte du fait que le kWh produit à la centrale thermique de Terragen (Centrale Thermique de Belle-Vue) payé par le CEB est de Rs 2.65 et celui de CEL de Rs 2.76.
Le prix par unité obtenu par Sarako, avec sa ferme voltaïque de Bambous, est deux fois la moyenne des IPP, soit Rs 6.65. Les autres IPP, en l’occurrence Alteo, OTEOLB (CTSAV) et OTEOSA (CTDS), sont dans la fourchette de Rs 3.28 à Rs 3.77 le kWh.
Du côté des centrales thermiques du CEB, qui assurent 48% de la consommation de courant électrique, la performance financière par unité est la suivante :
Fort George avec une 288,46 GWh pour les cinq premiers mois : Rs 3.27 l’unité ;
Fort Victoria -Wartsila (116,51 GWh) : Rs 3.92 l’unité ;
Fort Victoria (Man) avec 8,92 GWh : Rs 5.20 le kWh ;
St Louis – Wartsila avec 58,33 GWh : Rs 3.93 l’unité ;
St Louis Pielstick (11,19 GWh) : Rs 5.64 l’unité ;
Nicolay (turbines à gaz) – 1,02 GWh : Rs 39.15 le kWH ;
Hydro (76,48 GWh) : Re 1.41.

Pour 2015, le CEB devrait encaisser des recettes de Rs 15,6 milliards au chapitre de la vente d’électricité et bénéficier de Rs 1,4 milliard de remboursement de la Taxe à la Valeur Ajoutée (TVA). Les principales poches de dépenses sont des paiements de Rs 5 milliards aux IPP pour l’achat de courant électrique, Rs 3,6 milliards à la State Trading Corporation pour les importations d’huile lourde, Rs 1,7 milliard pour les gages et salaires et Rs 2,7 milliards au titre des Forex Payments, de paiements aux contracteurs, droits de douane et autres paiements pour l’eau et l’électricité et Rs 1,8 milliard pour le servicing des emprunts, dont Rs 979 millions de remboursement des capitaux.
Le petit détail qui n’échappe pas à l’attention demeure les Rs 526,4 millions excluant les commissions versées au CEB sous forme de MBC-Tv License Fee collecté sur la facture d’électricité, soit Rs 218,9 millions déjà créditées sur le compte de la MBC pour les cinq premiers mois. Soulignons qu’au 31 décembre dernier, la MBC avait des dettes de l’ordre de Rs 1 milliard avec un plan de recouvrement des créances actuellement mis au point…