Des fissures relevées sur deux turbines de la marque Sulzer d’une capacité de 24 MW chacune ont remis à l’avant-plan le débat sur la security margin du Central Electricity Board (CEB) en vue de satisfaire la demande en énergie électrique à l’approche de l’été. À ce stade, le conseil d’administration du CEB, qui s’est réuni lundi dernier, s’est gardé de faire le moindre commentaire au sujet de ces problèmes survenus dans l’une de ses plus importantes centrales. Néanmoins, en vue de faire face à la situation, le CEB pourrait privilégier l’option des turbines à gaz, même si le prix du kilowattheure représente quatre fois celui du diesel et entre six et sept fois celui des Independent Power Producers (IPP). En parallèle, la National Energy Commission (NEC), présidée par Dev Manraj, Senior Adviser au Prime Minister’s Office, a tenu la gageure de boucler son rapport avec l’une des recommandations portant sur la nécessité d’une évaluation complète (Engineer’s Report) sur la capacité opérationnelle du CEB et des IPP.
Le problème de fissures sur deux des quatre moteurs Sulzer de la centrale thermique de Fort-George, causant un déficit maximal de 50 MW, remet en question toutes les projections établies dans l’Energy Matrix du CEB pour les prochains mois. Sur recommandation des experts coréens, ces deux moteurs Sulzer affectés roulent à 50% de leur capacité le temps que les réparations soient entreprises et complétées. Les premières indications recueillies de sources officieuses avancent que ces travaux de réparation devront s’échelonner sur une période maximale de cinq mois. Au CEB, on ne veut ni confirmer ni infirmer cette information.
Hydroélectrictié: gare à la sécheresse
À cet effet, le CEB devra compter sur une Effective Available Capacity réduite de 50 MW, soit 418 MW pendant la coupe et de 456 MW pendant l’intersaison. Avec une peak demand estimée à une moyenne de 492 MW, le déficit dans la Reserve Capacity Margin se monte à 17,6% et 7,8% respectivement.
Dans la conjoncture, un autre facteur doit être tenu en ligne de compte. Dans ses projections initiales, le CEB mise sur une contribution de 25 MW en provenance des centrales hydroélectriques. Avec la sévère sécheresse qui sévit pendant ce dernier hiver, ces dernières centrales pourraient ne pas être opérationnelles comme prévu.
Dans une tentative d’éviter un Black Christmas, le CEB explore deux possibilités en tandem, soit un rescheduling du programme de maintenance des centrales et, plus important encore, une exploitation maximale des turbines à gaz en raison de la limited reliability des moteurs Pielstick de la station de Saint-Louis, dont la mise en service remonte à 30 ans et plus.
L’option de la production d’énergie électrique à partir des turbines à gaz s’avère  extrêmement onéreuse en terme de coûts. Des spécialistes en la matière confirment que le prix d’un KWh de la station de Nicolay (turbines à gaz) représente quatre fois celui du diesel, qui est de l’ordre de Rs 5.50. À environ Rs 22 l’unité pour les turbines à gaz, les IPP sont encore plus nettement compétitifs.
Les abonnés feront  les frais
Un simple calcul fait voir que pendant ces cinq mois de réparation des deux moteurs Sulzer, le CEB devra prévoir des dépenses supplémentaires de l’ordre de Rs 900 millions en opérant les turbines à gaz pour faire face à la demande. En fin de compte, les abonnés du CEB, ou encore les contribuables, en feront les frais. Et si la durée des réparations est prolongée, la note pourrait être encore plus salée.
D’autre part, les tractations au sein de la NEC et avec le CEB ont été maîtrisées avec le rapport de cette commission déjà prêt. Des sources bien informées confirment que le rapport devait être soumis au gouvernement pour être examiné au Conseil des ministres bientôt. Le black-out déclaré au sujet du contenu de ce rapport semble être levé, les premiers détails sur la vingtaine de recommandations retenues, pour être plus exact 21, étant déjà connus.
Ces recommandations sont réparties en deux volets, le premier traitant des aspects en vue d’éviter tout Power Deficit et le second axé sur la necéssité de “foster a sustainable energy future : moving towars a Green Economy”. Comme il fallait s’y attendre, la proposition visant à installer quatre turbines roulant au diesel supplémentaires de 15 MW chacune, soit 60 MW, nécessitant des investissements de Rs 3 milliards, figure en bonne place au chapitre des mesures urgentes. Le CEB a déjà engagé les procédures pour le montage financier de ces investissements avec la garantie du gouvernement.
Les autres mesures à court terme arrêtées par la Commission Manraj sont les suivantes :
— initier des consultations avant la fin de cette année avec les différents stakeholders en vue de “further optimise the maintenance schedule” avec pour objectif de restreindre cet exercice aux mois de février et mars ;
— établir au début de l’année prochaine un Engineer’s Report sur l’ensemble des capacités d’opération des centrales du CEB et des IPP ;
— accélérer la mise en opération des projets d’énergie renouvelable déjà identifiés avec une capacité maximale de 60 MW et explorer le potentiel de Sea-Water Air-Conditioning aussi bien des projets de Deep Ocean Water Application ;
— adopter des amendements à la loi en vigueur favorisant l’apport des small/medium-scale green electricity producers au plus tard vers la fin de cette année ;
— introduire des projets d’Energy Efficiency and Demand-Side Management au cours des trois prochaines années pour des économies de 30 MW en période de pointe ;
— élaborer un National Energy Efficiency Action Plan ;
compléter le plus rapidement possible l’étude de fiabilité sur le Liquefied Natural Gas et le Compressed Natural Gas, et ;
— accélérer la dissémination de fermes photovoltaïques.
Au chapitre des mesures à long terme, la NEC préconise un updating de l’Integrated Energy Plan (2012-2023) du CEB dès le début de l’année prochaine pour inclure ce qu’elle présente comme l’Energy Pathway Two avec “the emergence of a new economic sector : the Clean Energy sector” traçant la voie vers une économie verte. Les membres de la NEC soutiennent que “the energy future of Mauritius is to be worked out with precision, in line with MID Policy and Energy Pathway Two, through appropriate modelling exercises and detailed feasibility studies”.
Vers une économie verte
Les autres propositions portent sur :
— la mise en opération de l’Utility Regulatory Authority au plus tard à la fin de cette année ;
— l’ouverture d’un Office of Sustainable Energy Development (OFSED) à partir de l’année prochaine ;
— la restructuration du MID Fund et son remplacement par un Sustainable Energy Innovation and Development Fund ;
— l’élaboration d’un Masterplan pour les énergies renouvelables avec une part de 35% pour le CEB et ;
— la révision du prix de la bagasse pour les petits et moyens planteurs.
Le mandat de la NEC vise à atténuer l’importance du charbon dans le paysage énergétique du pays. “Persisting with a coal-dominated pathway will lock the country into an everlasting coal energy future, with negative impacts in terms of pollution, health hazards and dependency on costly fuel imports”, fait ressortir le document officiel. La Commission Manraj se dit également convaincue que “there will be no power deficit over the period 2014-2016” si les recommandations sont adoptées, le projet de centrale thermique à charbon de 100 MW de CT Power (Mauritius) Ltd étant relégué au second plan…