En prélude aux débats entre spécialistes au sujet des technicalités dans les Power Purchase Agreements (PPA) signés entre le Central Electricity Board (CEB) et les Independent Power Producers (IPP), principalement de l’industrie sucrière, Week-End passe en revue les principales caractéristiques de ces documents rendus publics officiellement en marge des travaux de la National Energy Audit Commission, présidée par Dev Manraj. Pour mieux situer l’importance des différentes composantes de ce dossier, force est de constater qu’en 2011, les IPP avaient fourni au réseau du CEB 55% des besoins en énergie électrique, soit l’équivalent de 1 337 GWh.
Tous les IPP, à l’exception de la Centrale Thermique du Sud (CTDS), opèrent en mode bagasse pendant la récolte sucrière même si ces “IPP export less power to the CEB’s grid, as some of the produced steam is sent to the nearby factories for sugar-cane production process”. La plus importante unité reste la Centrale Thermique de Savannah avec une “Net Export Capacity” de 74 MW.
Quatre facteurs principaux entrent en jeu quand les prix sont négociés entre le CEB et les IPP. Les tarifs agréés et payés aux IPP, qui comprennent quasiment un mécanisme d’indexation, sont déterminés à partir de “the actual cost of fuel on the world market”, du taux d’inflation, du taux de change en vigueur et des taux d’intérêts bancaires à l’emprunt.
Une autre caractéristique majeure de ces Power Purchase Agreements est que trois des IPP sont régis par le Take-Or-Pay Principle, notamment que le CEB est tenu à effectuer le paiement de la totalité de la “contractual energy amount” même si le volume agréé n’est pas exporté sur le réseau du CEB. Au terme des accords passés entre le CEB et les IPP, le seuil établi sous le Pay-Or-Take Principle est de 325 GWH avec la Centrale Thermique de Belle-Vue (CTBV), de 160 GWh avec la FUEL Steam Power Generation (FSPG) et de 110 GWh avec la Consolidated Energy Limited (CEL) de Beau-Champ.
Néanmoins, d’autres sources autorisées avancent que depuis 2001, des changements sont intervenus avec un shift du Take-Or-Pay System vers l’adoption de la Capacity Fee incorporant automatiquement les profits de tout IPP.
L’Integrated Energy Plan du CEB note que dans le cas de ces trois IPP “the Power Purchase Agreements include the purchase of energy on the single-part tarif model”, alors que pour que les deux autres, à savoir la Centrale Thermique du Sud (CTDS) et la Centrale Thermique de Savannah, le CEB a négocié un two-part tariff model avec les Capacity and Energy Charges traitées comme des composantes séparées. Le Capacity Fee comprend deux composantes, en l’occurrence les charges financières et les Fixed Operation and Maintenance Charges (O&M). Les charges financières incluent un Return on Equity comme le démontrent les PPA signés par la Compagnie Thermique de St-Aubin, la Compagnie Thermique de Savannah et CT Power avec des clauses spécifiques pour le Tariff : Payment and Indexation.
Des spécialistes en matière de Power Purchase Agreements, approchés par Week-End, ouvrent une paranthèse pour faire état de deux périodes, soit celle de l’avant-CTBV et celle de l’après. “Avant 1998, les PPA étaient relativement simples comme les contrats pour les centrales thermiques de FUEL et de Beau-Champ. Mais avec la Centrale Thermique de Belle-Vue et l’envergure des investissements engagés, de nouvelles dispositions ont été prises. La Banque Européenne d’Investissements (BEI), qui a été partie prenante des discussions, avait proposé que les PPA incluent un Guaranteed Minimum Offtake avec l’adoption du principe de Take-Or-Pay, ou une formule d’indexation pour inclure la composante du taux de change, ou encore de la Coal Inflation Price sans oublier des provisions contre le concept de Change in Law”, fait-on comprendre dans ces mêmes milieux.
Une première lecture rapide des documents remis à la presse, vendredi, après la réunion de la National Energy Audit Commission, permet de dégager le profil des IPP comme suit :
Terragen (ex-Compagnie Thermique de Belle-Vue)
Contrat signé le 24 juin 1988 avec la centrale thermique dotée d’un Effective Capacity Coal Mode de 62 MW et un Effective Capacity Bagasse Mode de 46 MW commissioned en juin 2000. Le contrat est d’une durée initiale de 20 ans avec possible reconduction pour une période supplémentaire de cinq ans.
— Termes du contrat : le paiement d’un Bagasse Price plus élevé au prix payé pour le charbon, soit la formule d’une Bagasse Premium quand l’exportation de kiloWatt/h générée à partir de la bagasse passe un certain seuil et également le prix de la bagasse indexé sur celui du charbon au taux d’inflation, au taux de change et aux taux d’intérêts pratiqués par la MCB.
— Mécanisme de profits : La profitabilité est assurée essentiellement sur la composante bagasse avec en théorie qu’une situation de “no bagasse burning could lead to a no-profit situation”. Néanmoins, la sauvegarde au niveau des profits reste les dispositions de la Take-Or-Pay Clause.
— Structure tarifaire. Les tarifs agréés dans le PPA découlent des recommandations de la Banque mondiale et du Bagasse Energy Development Programme (BEPD)
Actionnaires : Terra (ex-Harel Frères) : 51%, SIDEC : 27%, SIT 14%, SIT 8.
Compagnie Thermique de Savannah(CTSav)
— Signature du PPA : 18 février 2005 avec le Commissioning intervenant en août 2007. La capacité pour le charbon est de 74 MW et pour la bagasse de 65,5 MW.
— Termes du contrat : Capacity and Energy Fee avec le prix du combustible coté au prix de la tonne de charbon livrée à la centrale thermique et la bagasse payée à 35 sous le KWh (voir d’autres détails dans le tableau comparatif avec CT Power publié en page 4).
— Mécanisme de profitabilité : Les profits, sous forme de Return on Equity, sont intégrés dans le Capacity Fee avec pour conséquence des garanties de profits qu’importe l’évolution de la situation.
— Actionnaires : Omnicane 60% SIDEC 25% et SIT 15%.
Compagnie Thermique de St-Aubin
— Date de la signature du contrat : 15 octobre 2003 avec le Commissioning intervenant en septembre 2005. Capacité de 30 MW et fonctionnant exclsuivement au charbon.
— Termes du contrat : Paiement de Capacity et Energy Fees avec le combustible payé “at the delivered price at the power plant” selon les termes du contrat.
— Mécanisme de profitabilité : Des profits garantis sous forme de Return on Equity intégrés au Capacity Fee peu importe les conditions.
— Actionnaires : Omnicane : 60%, SIT Holding : 24,5%, NPF Holding : 10% des actions d’Omnicane et SIT : 15%.
FUEL Steam Power Generation (FSPG)
Contrat de 20 ans signé en août 1997 avec une capacité de 27 MW pour le charbon et de 20 MW pour la bagasse et un Minimum Energy Purchased de 160 GWh au terme du Take-or-Pay Contract.
— Termes du contrat : La bagasse et le charbon sont payés au même prix avec le coût de la bagasse indexé sur celui du charbon suite aux recommandations de la Banque mondiale et du Bagasse Energy Development Programme. Le Bagasse Transfer Price est également prévu.
— Mécanisme de profit : La profitabilité est principalement assurée avec les opérations sur la bagasse et une formule de “minimum offtake” et les conditions attachées à la Take-Or-Pay Clause.
— Actionnaires : Alteo avec 65%, la famille Lagesse avec 15% et SIT : 20%.
Consolidated Energy Limited (CEL) Beau-Champ
Contrat de 18 ans à partir d’août 1997 et le Commissioning en avril 1998 avec une capacité de 22 MW pour le charbon et de 11 MW pour la bagasse. Le Take-Or-Pay Contract avec le CEB porte sur 110 GWh annuellement.
— Termes du contrat : La bagasse et le charbon sont payés au même prix avec le coût de la bagasse indexé sur celui du charbon suite aux recommandations de la Banque mondiale et du Bagasse Energy Development Programme. Le Bagasse Transfer Price est également prévu.
— Mécanisme de profit : La profitabilité est principalement assurée avec les opérations sur la bagasse et une formule de minimum offtake et les conditions attachées à la Take-Or-Pay Clause.
— Actionnaires : Alteo : 51%, Constance Group : 16%, MCB : 3%, SIT : 10%, Sotramon : 10%, Venture Fund : 10%.
CT Power
PPA signé le 23 décembre 2008 pour la production d’électricité à partir du charbon avec des équipements d’une capacité globale de 100 MW.
— Termes du contrat : Paiement de Capacity and Energy Fees avec le prix du combustible payé au coût de la tonne de charbon livrée à la porte de la centrale thermique.
— Mécanisme de profitabilité : Les profits intégrés au Capacity Fee sous la forme de Return on Equity (voir détails en page 4).
— Actionnaires : CT Power Holdings, dont l’actionnariat demeure encore opaque, détient 74% du capital et le CEB, à travers le CEB Holding : 26%.