L’un des principaux bénéficiaires de la baisse du cours mondial du pétrole n’est nul autre que le Central Electricity Board (CEB), grand consommateur d’huile lourde pour satisfaire 40% de la demande en énergie électrique annuellement. Pourtant, que ce soit au niveau du conseil d’administration ou du ministère des Utilités publiques, avec à la tête un vice-Premier ministre et ministre des Utilités publiques en la personne du leader du Muvman Liberater, Ivan Collendavelloo, on se la joue low profile.
Les abonnés auraient dû en tirer profit avec une révision à la baisse des tarifs d’électricité. Par contre, le pays continue à être menacé par une épée de Damoclès sous la forme d’un éventuel black-out vers la fin de cette année. La raison principale reste l’incapacité du CEB de se dépêtrer du cafouillage autour de l’allocation du contrat de l’ordre de Rs 3,3 milliards pour l’installation de quatre turbines de 15 MW chacune à la station thermique de Saint-Louis. L’équation s’est encore dégradée avec la décision du soumissionnaire de saisir l’Independent Review Panel pour contester le gel de l’allocation de ce contrat par le Public Procurement Office.
En ce début d’année, le CEB se frotte les mains. L’évolution à la baisse du cours du pétrole sur le marché mondial a généré des effets positifs sur les coûts d’opération des centrales thermiques et également sur le bottom line du bilan financier au 31 décembre de l’année dernière. C’est ce qu’a appris Week-End de sources bien informées.
Des recoupements d’informations indiquent que le prix du litre d’huile lourde a connu une baisse de 22% de janvier à novembre de l’année dernière, passant de Rs 18.73 le litre à Rs 14.63. Avec le maintien et même une accélération de la tendance en début d’année, le prix du litre de HFO 380 cst a encore baissé. Les membres du conseil d’administration ont été mis au parfum de cette aubaine sous forme d’une baisse dans les coûts d’opération des centrales thermiques et l’amélioration de la performance financière du CEB. Le CEB aurait réalisé des économies de Rs 1,8 milliards alors que le transfert de ces gains sur les abonnés auraient pu déboucher sur une baisse des tarifs d’électricité de 12% avec effet immédiat.
Litige
À ce stade, aucune mention n’a été faite quant à un éventuel soulagement pour les consommateurs, d’autant que le cours mondial du charbon a également chuté ces derniers mois. Aucune confirmation également si la politique prônée est de prendre avantage de cette baisse du prix de l’huile lourde pour assainir les finances du CEB vu que les pressions exigeant cet ajustement à la baisse des tarifs du CEB sont quasi inexistantes.
À ce stade, les risques de power outages (black-out) continuent à préoccuper plus d’un avec une croissance de 2,5% dans la consommation énergétique en 2014 comparativement à l’année précédente. Les centrales thermiques du CEB ont généré 1 138 GWh avec des achats de 1 504 GWh des Independent Power Producers. La pointe a été enregistrée le 22 janvier de l’année dernière, soit à 11h, avec 446,2 MW, une progression de 5,07 MW par rapport à 2013.
La production énergétique en 2014 se réparit comme suit principalement :
l thermique (stations du CEB) : 1 074 GWh (39,6%)
l IPPs (charbon et bagasse) : 1 453,7 GWh (55%)
l Hydroélectrique (CEB) : 90,84 GWh (3,4%).
L’apport des autres sources de moins d’un point chacune avec la part des sources non-renouvelables (huile lourde et charbon) atteignant les 82,2% et les renouvelables ne dépassant pas les 18% avec la bagasse représente 12,7%. Cette performance est encore loin d’être remarquable par rapport au target identifié sous le défunt projet Maurice île Durable.
Mais là où le bât blesse au CEB est l’absence de décision pour l’installation de quatre moteurs de 15 MW chacun à la station thermique. Pire est la nouvelle situation avec le dossier des travaux d’extension de Saint-Louis devant l’Independent Review Panel suite à une initiative du soumissionnaire pénalisé par la décision de Central Procurement Office. Tant que cette instance ne tranche pas ce litige, le CEB pourra difficilement envisager de solution pour éviter le black-out éventuel à partir de la fin de l’année car la situation au niveau de la production d’énergie électrique est des plus problématiques.
Une analyse du potentiel de production des différentes centrales thermiques du CEB donnera un aperçu de la difficile équation confirmant un déficit dans la supply-demand balance du CEB à partir de la fin de cette année.
Problèmes environnementaux
À la centrale de Fort George, qui représente 57,4% de la production du CEB et 24,7% pour l’ensemble du pays, les deux premiers groupes électrogènes Suzler installés dans des années 1990 ont déjà accumulé chacun plus de 150 000 heures d’opération. Ces deux groupes de 24 MW chacun ont été sujets à des fissures importantes au niveau des bâtis. Malgré les réparations, la durée de vie de ces groupes est limitée car les ingénieurs de Wartsila Suisse, qui étaient venus effectuer des réparations, ont tenu à rappeler que la durée maximale d’exploitation est de 30 ans, soit déjà dans les limites.
À la centrale thermique de Saint-Louis, qui produit 145,2 GWh, soit 12,8% de la capacité du CEB et 5,5% pour le pays, les quatre groupes électrogènes Pielstrick de cette centrale ont déjà traversé la barre des 150 000 heures d’exploitation. Ils sont opérés en moyenne pendant 1 170 heures chacun pour les besoins de peak looping. Le coût d’exploitation de Rs 6.88 par kWh est jugé excessif. La décision de les mettre hors circuit a été entérinée le 25 juillet 2012, mais jusqu’ici, aucun développement pour leur remplacement.
D’autre part, ces groupes sont considérés comme étant non seulement inefficients mais présentent des problèmes environnementaux majeurs. En effet, lorsque ces groupes sont en opération, ils dépassent largement les limites de bruit imposées par la législation. La CEB ne peut se permettre de mettre ces groupes à la retraite car cela provoquerait une réduction de la capacité installée et ainsi des risques énormes de coupures tournantes.
De leur côté, la centrale de Fort Victoria, avec des groupes électrogènes qui ont été installés en 2010 et 2012, et les turbines à gaz de Nicolay ne présentent pas de difficultés majeures pour le CEB.